factores de ajuste de los cargos adicionales en los … · peaje del sistema secundario y...

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 641-2015-GART

Factores de Ajuste de los Cargos Adicionales en los

Peajes del Sistema Transmisión

Período noviembre 2015 – enero 2016

Lima, octubre de 2015

Osinergmin Informe N° 641-2015-GART

Factores de Ajuste de los Cargos Adicionales en los Peajes del Sistema de Transmisión (Período noviembre 2015 – enero 2016)

i

Resumen Ejecutivo

La Resolución N° 067-2015-OS/CD, que fijó los Precios en Barra para el periodo mayo 2015 – abril 2016, establece que trimestralmente, y de acuerdo con lo dispuesto en las normas vigentes, se determinarán los factores de actualización “p” aplicables a los cargos establecidos como consecuencia de los Decretos de Urgencia N° 037-2008 y N° 049-2008, de los Decretos Legislativos N° 1002 y N° 1041, así como la Ley N° 29852 y Ley N° 29970 y para dar cumplimiento a los mandatos judiciales.

Así mismo mediante la Resolución N° 164-2015-OS/CD se fijó el Cargo Unitario por Compensación de la Confiabilidad en la Cadena de Suministro de Energía, a ser adicionado al Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión para el período agosto 2015 – abril 2016.

Dichos cargos corresponden a:

Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro, que compensa a las centrales Planta Ilo, Planta Talara y Planta Eten que tienen contrato de Reserva Fría.

Cargo Unitario por Generación Adicional, que se determina en base a los costos necesarios para compensar la generación adicional que se encargó contratar a Electroperú S.A., Electronoroeste S.A., Hidrandina S.A., Electro Oriente S.A., Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A., Electrocentro S.A., Electro Ucayali S.A. y Electro Sur Este S.A.A.

Cargo Unitario por CVOA-CMg, que comprende los costos variables adicionales en que incurren las unidades de generación respecto del costo marginal que se determina asumiendo que no existe restricción alguna de producción, transporte de gas natural, ni restricciones de transmisión eléctrica.

Cargo Unitario por CVOA-RSC, que comprende los costos por la diferencia entre los Precios en Barra y los costos marginales de corto plazo como consecuencia de atender retiros sin contrato de las empresas distribuidoras para sus Usuarios Regulados.

Cargos por Prima, que se determinan a partir de la diferencia entre la valorización de las inyecciones netas de energía de los generadores que utilizan recursos energéticos renovables a su correspondiente Tarifa de Adjudicación de licitación y la valorización de la mencionada energía a Costos Marginales de Corto Plazo.



ii

Cargo Unitario por FISE, que compensa los recargos pagados por los generadores eléctricos para financiar el Fondo de Inclusión Social Energetica (FISE).

Cargo Unitario por CASE, que compensa el pago del Adelanto de Ingresos Garantizados del Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos, que comprende los Ductos de Seguridad y el Gasoducto Sur Peruano; así como la Compensación a los Generadores Eléctricos

por el pago de la Tarifa Regulada del Sistema de Seguridad de Transporte de Gas Natural.

Cargo Unitario por CMJ de Enersur y San Gabán, que compensa la devolución a Enersur y San Gabán de los pagos realizados por sistema de transmisión para dar cumplimiento de los mandatos judiciales emitidos por la Segunda Sala Contencioso Administrativa Transitoria de Lima y Décimo Segundo Juzgado Contencioso Administrativo de Lima.

Cargo Unitario por Confiabilidad en la Cadena de Suministro de Energía, que se determina en base a los costos necesarios para compensar las situaciones de emergencia eléctrica o graves deficiencias del servicio eléctrico por falta de capacidad de producción y/o transporte declarados por el Ministerio de Energía y Minas.

En este sentido, luego de la evaluación de la información reportada por el COES y por las empresas Electroperú S.A., Electro Oriente S.A., Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A., Electro Sur Este S.A., Electrocentro S.A. y Electro Ucayali S.A. se recomienda aprobar los siguientes factores de actualización “p”, para su aplicación a partir del 04 de noviembre de 2015.



iii

Cargo Unitario Factor “p”

Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro

RF de Talara 1,0774

RF de Ilo 1,0816

RF de Puerto Eten 1,3976

Cargo Unitario por CVOA-CMg 1,7664

Cargo Unitario por CVOA-RSC 0,0000

Cargo por Prima

Central Cogeneración Paramonga

1,9901

C.H. Santa Cruz II 1,5263

C.H. Santa Cruz I 1,6275

C.H. Poechos 2 1,6118

C.H. Roncador 1,1667

C.H. La Joya 1,4128

C.H. Carhuaquero IV 1,6490

C.H. Caña Brava 2,2647

C.T. Huaycoloro 1,2957

C.H. Purmacana 1,5000

C.H. Huasahuasi I 1,5897

C.H. Huasahuasi II 1,6053

C.H. Nuevo Imperial 1,5500

Repartición Solar 20T 1,2216

Majes Solar 20T 1,2180

Tacna Solar 20T 1,1921

Panamericana Solar 20T 1,1617

C.H. Yanapampa 1,4186

C.H. Las Pizarras 1,4412

C.E. Marcona 1,1803

C.E. Talara 1,2320

C.E. Cupisnique 1,2512

C.H. Runatullo III 1,4424

C.H. Runatullo II 1,4907

CSF Moquegua FV 1,2480

C.H. Canchayllo 1,0233

Cargo Unitario por FISE 1,0452

Cargo Unitario por CASEsi 1,0000

Cargo Unitario por CASEge 1,1329

Cargo Unitario por Generación Adicional

Usuarios Regulados 0,9053

Usuarios Libres que no son Grandes Usuarios

0,9000

Grandes Usuarios 0,9018

Cargo Unitario por CMJ-ens 1,0197

Cargo Unitario por CMJ-sg 1,0189

Cargo Unitario por Compensación de la Confiabilidad en la Cadena de Suministro de Energía

3,4711

Adicionalmente, cabe indicar que, mediante Resolución N° 139-2015-OS/CD se fijó el Cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP, a ser adicionado al Peaje del Sistema Secundario y Complementario de Transmisión, para el período julio 2015 – abril 2016, asignado a la demanda del Área de Demanda 15. En dicha resolución se estableció que la primera actualización se realizaría al vencimiento del periodo julio – octubre 2015. Por lo señalado, se recomienda aprobar el siguiente Factor de Ajuste para su aplicación a partir del 04 de noviembre de 2015.

Cargo Unitario Factor FA

Cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP 1,0304


Factores de Ajustes de los Cargos Adicionales en los Peajes del Sistema de Transmisión (Periodo noviembre 2015 – abril 2016)

INDICE

1.INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 2

2.COMPENSACIÓN POR GENERACIÓN ADICIONAL .................................... 5

3.COMPENSACIÓN POR COSTOS VARIABLES ADICIONALES ................ 20

4. COMPENSACIÓN POR GENERACIÓN CON RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES ............................................................................................ 25

5. COMPENSACIÓN POR SEGURIDAD DE SUMINISTRO PARA PLANTAS DE RESERVA FRÍA .................................................................................... 34

6.COMPENSACIÓN POR FISE ....................................................................... 39

7.COMPENSACIÓN POR CASE ..................................................................... 42

8.COMPENSACIÓN POR CMJ ....................................................................... 45

9.COMPENSACIÓN POR CARGO DE CONFIABILIDAD DE SUMINISTRO . 47

10.COMPENSACIÓN POR CARGO GGEE-DUP ........................................... 51

11.RECOMENDACIONES ............................................................................... 54

12.ANEXO ....................................................................................................... 57



Página 2

1. Introducción

El siguiente informe se efectúa de acuerdo con lo dispuesto por las Resoluciones N° 001-2009-OS/CD, N° 288-2012-OS/CD, N° 001-2010-OS/CD, N° 651-2008-OS/CD, N° 151-2013-OS/CD, N° 148-2014-OS/CD, N° 043-2015-OS/CD, N° 242-2014-OS/CD, N° 258-2014-OS/CD, N° 140-2015-OS/CD y N° 114-2015-OS/CD y sus modificatorias.

La Resolución N° 001-2009-OS/CD aprobó la norma “Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros Sin Contrato” que complementa lo dispuesto por el Decreto de Urgencia N° 049-2008, el cual estableció que hasta el 31 de diciembre de 20131 los costos marginales de corto plazo se determinarán considerando que no existe restricciones de producción y transporte de gas natural, ni restricciones de transmisión eléctrica; asimismo, dispone la forma en que se asignarán los retiros sin contrato destinados al Servicio Público de Electricidad; y establece dos mecanismos de compensación que implican cargos adicionales a incorporarse en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión, el primero para compensar a aquellas unidades con costos variables mayores al costo marginal de corto plazo, y el segundo para compensar las diferencias entre la valorización de los costos marginales a Precios en Barra y a costos marginales de corto plazo.

La Resolución N° 002-2009-OS/CD aprobó la norma “Procedimiento Compensación por Generación Adicional” que complementa lo dispuesto por el Decreto de Urgencia N° 037-2008, el cual estableció la necesidad que el Estado por medio de sus empresas eléctricas contrate generación adicional que garantice la cobertura de la demanda eléctrica, disponiendo que se compense los costos en que incurran las empresas estatales por atender esta obligación. La mencionada compensación implica un cargo adicional a incorporarse en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Con posterioridad a la expedición de esta norma se publicó el Decreto Supremo N° 031-2011-EM, que entre otros aspectos dispone que los costos a

1 La vigencia del decreto de urgencia fue extendida hasta diciembre de 2013 de acuerdo con lo

establecido en el Decreto de Urgencia N° 079-2010.



Página 3

tomar en cuenta serán los informados por los generadores estatales con carácter de declaración jurada, sin posibilidad de modificación por parte de Osinergmin, y que la remuneración. En este sentido, mediante la Resolución N° 228-2012-OS/CD se aprobó una nueva norma “Procedimiento Compensación por Generación Adicional” para incluir los cambios establecidos en el Decreto Supremo N° 031-2011-EM, así como el Decreto de Urgencia N° 049-2011 que modificó el Decreto de Urgencia N° 037-2008, que reemplazó a la aprobada mediante Resolución N° 002-2009-OS/CD.

La Resolución N° 001-2010-OS/CD aprobó la norma “Procedimiento de cálculo de la Prima para la Generación de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables” que complementa lo dispuesto por el Decreto Legislativo N° 1002, el cual estableció que la energía eléctrica producida con recursos renovables se remunerará vía dos conceptos cuando sea adjudicada vía licitaciones: i) la valorización de sus inyecciones netas de energía a Costo Marginal de Corto Plazo, y ii) un monto por concepto de Prima, determinado como la diferencia entre la valorización de sus inyecciones netas de energía a la correspondiente Tarifa de Adjudicación de la licitación y la valorización referida en i). La mencionada Prima se debe recaudar vía un cargo adicional a incorporarse en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión.

La Resolución N° 651-2008-OS/CD aprobó la norma “Procedimiento de Compensación Adicional por Seguridad de Suministro”, que fue modificado mediante Resolución N° 152-2012-OS/CD para incluir en el Cargo Unitario por Compensación de Seguridad de Suministro (CUCSS) la compensación de las Plantas de Reserva Fría, conforme ordena el Decreto Supremo N° 001-2010-EM.

La Resolución N° 151-2013-OS/CD aprobó la norma “Procedimiento de cálculo y liquidación de la compensación a generadores eléctricos por aplicación del recargo FISE en el servicio de transporte de gas natural por ductos”, que tiene como finalidad establecer el procedimiento para el cálculo y la liquidación de la compensación a los generadores eléctricos por aplicación del Recargo FISE en la facturación mensual del servicio de transporte de gas natural por ductos de acuerdo a lo señalado en el numeral 4.3 del Artículo 4° de la Ley N° 29852, que fue modificado mediante Ley N° 29969, publicada el 22 de diciembre de 2012.

Asimismo, mediante la Ley N° 29970, Ley para Asegurar la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo de Polo Petroquímico en el Sur del País, y sus normas reglamentarias, Osinergmin debe incorporar en la presente regulación, el Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética (CASE), adicional al peaje unitario por conexión al sistema principal de transmisión,

por lo cual mediante Resolución N° 148-2014-OS/CD se aprobó el “Procedimiento para Aplicación del Mecanismo de Ingresos Garantizados del Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos – Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano”, y mediante Resolución N° 043-2015-OS/CD se aprobó el “Procedimiento de Cálculo de las Tarifas y Cargos Tarifarios del Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos – Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano”, siendo ambos procedimientos necesarios para la operatividad de dicho mecanismo.



Página 4

Además, con la finalidad de dar cumplimiento a las Sentencias emitidas por el Poder Judicial, en los procesos seguidos por la empresa Enersur S.A. (“Enersur”) y la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. (“San Gabán”) se emitieron las Resoluciones N° 242-2014-OS/CD y N° 258-2014-OS/CD, respectivamente, en las cuales, se dispuso que los saldos a devolver a Enersur y San Gabán, deberán ser considerados como un cargo adicional al Peaje del Sistema Principal de Transmisión.

Posteriormente, mediante la Resolución N° 140-2015-OS/CD, se aprobó el procedimiento “Compensación por Cargo de Confiabilidad de la Cadena de Suministro de Energía” que tiene como finalidad establecer la forma como se compensarán los costos en que incurran las empresas designadas para implementar las medidas de emergencia, en el marco del Decreto Supremo N° 044-2014-EM que dictó disposiciones orientadas a brindar confiabilidad a la cadena de suministro de energía ante situaciones temporales de falta de capacidad de producción o de transmisión, en el marco de la Ley N° 29970.

Finalmente, mediante la Resolución N° 114-2015-OS/CD, se aprobó la Norma “Procedimiento para Aplicación del Mecanismo de Compensación establecido en el Decreto Supremo N° 035-2013-EM”, en donde se establece la determinación y aplicación de un Cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP a ser adicionado a los Peajes del Sistema Secundario y Complementario de Transmisión, cuya vigencia anual será desde el 01 de mayo hasta el 30 de abril del año siguiente con ajustes trimestrales.

Los procedimientos antes citados disponen que se determinen los correspondientes cargos con periodicidad anual, en la oportunidad en que se fijen los Precios en Barra, revisándose entre periodos de cálculo con frecuencia de una vez por trimestre, entre periodos de fijación tarifaria. Ello ha sido recogido en la Resolución N° 067-2015-OS/CD que aprobó los siguientes cargos en atención a las normas antes indicadas: Cargo Unitario por Generación Adicional, Cargo Unitario por CVOA-CMg, Cargo Unitario por CVOA-RSC, Cargo Unitario por Compensación de Seguridad de Suministro, Cargos por Prima, Cargo Unitario por FISE, Cargo Unitario por CASE y Cargo Unitario por CMJ-enr y CMJ-sg; indicando que se determinará el factor de actualización correspondiente de acuerdo con los procedimientos aprobados por Osinergmin con periodicidad trimestral. Asimismo, se incorporan a estos cargos, los fijados mediante las Resoluciones N° 139-2015-OS/CD y N° 164-2015-OS/CD, que fijaron el Cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP, a ser adicionado al Peaje del Sistema Secundario y Complementario de Transmisión, y el Cargo Unitario por Compensación de la Confiabilidad en la Cadena de Suministro de Energía, respectivamente.

Al respecto, corresponde en esta oportunidad calcular los correspondientes factores de actualización a ser aplicados para el periodo noviembre 2015 – enero 2016, para lo cual se ha revisado la información recibida del COES, de las empresas Electroperú S.A., Electro Sur Este S.A. Electro Oriente S.A., Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A., Electrocentro S.A. y Electro Ucayali S.A.



Página 5

2. Compensación por Generación Adicional

El Decreto de Urgencia N° 037-2008 (en adelante “DU-037-2008”), publicado el 21 de agosto de 2008, dictó disposiciones para asegurar, en el corto plazo, el abastecimiento de energía eléctrica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). En el DU-037-2008 se establece que el Ministerio de Energía y Minas declarará las situaciones de restricción temporal de generación para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica en el SEIN.

Asimismo, dicho DU-037-2008 dispone que, cuando se presenten las situaciones descritas en el párrafo anterior, el Ministerio de Energía y Minas calculará la magnitud de capacidad de generación necesaria para asegurar el abastecimiento oportuno del suministro de energía eléctrica al SEIN (“Generación Adicional”), para lo cual requerirá a las empresas del sector en las que el Estado tenga participación mayoritaria, para que efectúen las contrataciones y adquisiciones necesarias de obras, bienes y servicios.

Además, el Artículo 5° del DU-037-2008 dispone que los costos totales, incluyendo los costos financieros, en que incurra el Generador estatal por la Generación Adicional, serán cubiertos mediante un cargo que se incluirá en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión.

Dicho artículo también dispone que, para determinar este cargo adicional, se deben distribuir los costos señalados entre la suma ponderada de la energía por un factor de asignación, el cual será de 1,0 para los Usuarios Regulados, 2,0 para los Usuarios Libres que no son Grandes Usuarios y 4,0 para los Grandes Usuarios.

Adicionalmente, establece que Osinergmin definirá el procedimiento de aplicación y, de ser necesario, podrá incluir estos nuevos cargos en la regulación de tarifas vigente; por lo cual con fecha 09 de enero de 2009, mediante Resolución N° 002-2009-OS/CD, se aprobó el Procedimiento "Compensación por Generación Adicional".



Página 6

Posteriormente, con fecha 13 de noviembre de 2009, se publicó el Decreto de Urgencia N° 109-2009 (en adelante “DU-109-2009”) que autorizó la exportación temporal de electricidad por empresas estatales y dispuso que el saldo que obtenga el generador como producto de las transacciones de exportación se destinara íntegramente a reducir el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión de acuerdo con lo que disponga Osinergmin. Al respecto, Electroperú S.A. firmó un contrato con la Corporación Nacional de Electricidad S.A. para la venta de electricidad a Ecuador (del 14 de noviembre de 2009 al 13 de marzo de 2010), cuyo saldo obtenido se consideró conveniente sea descontado de los costos producto de la aplicación del DU-037-2008, conforme se explicó en el Informe N° 0025-2010-GART que sustentó la Resolución N° 009-2010-OS/CD.

Asimismo, se publicó el Decreto Supremo N° 031-2011-EM cuyo objetivo es reglamentar la aplicación del DU-037-2008 y que, entre otros aspectos, dispone en su Artículo 2° que los costos a tomar en cuenta serán los informados por los generadores estatales con carácter de declaración jurada, sin posibilidad de modificación por parte de Osinergmin, así como establece en su Artículo 3° (modificado mediante Decreto Supremo N° 002-2012-EM) que para los cargos adicionales que se calculen en aplicación del Artículo 5° del DU-037-2008, los costos incurridos deben ser recuperados en un plazo máximo de veinticuatro (24) meses y que estos costos a ser reconocidos incluyan también a los contratos que suscriban las empresas, cuyos plazos trasciendan la vigencia del DU 037-2008, siempre y cuando hayan sido suscritos durante la vigencia del referido decreto.

Adicionalmente, mediante el Decreto de Urgencia N° 049-2011, se modificó el Decreto de Urgencia N° 037-2008 que, entre otros aspectos, amplía la vigencia del referido decreto hasta el 31 de diciembre de 2013 y extiende los alcances del mismo a los sistemas aislados.

Como consecuencia de los cambios introducidos por las normas señaladas en el párrafo anterior, se aprobó un nuevo Procedimiento “Compensación por Generación Adicional” mediante la Resolución N° 228-2012-OS/CD, que reemplazó al aprobado mediante Resolución N° 002-2009-OS/CD.

Como resultado de la aplicación del Procedimiento "Compensación por Generación Adicional" como parte del Proceso de Fijación de Precios en Barra para el periodo mayo 2015 – abril 2016, se determinaron los siguientes cargos que se incluyeron en la Resolución N° 067-2015-OS/CD2:

Cuadro N° 1


(S/. /kW-mes)

Regulados Libres

no Grandes Usuarios

Grandes Usuarios

0,095 0,300 0,682

2 Mediante la Resolución N° 130-2015-OS/CD se modificaron los cargos que se establecieron en la etapa

de publicación del proceso de fijación de Precios en Barra, como resultado de los recursos de reconsideración presentados en el referido proceso.



Página 7

Asimismo, la Resolución N° 067-2015-OS/CD dispone que se deberá determinar, de conformidad con el Procedimiento "Compensación por Generación Adicional", el valor del factor de actualización “p” aplicable a los Cargos Unitarios por Generación Adicional. En este sentido, en la presente sección se presenta el sustento de los valores que serán aplicables a partir del 04 de noviembre de 2015.

2.1. Costos a Compensar De acuerdo con el Artículo 6° de la norma “Procedimiento Compensación por Generación Adicional”, aprobada mediante la Resolución N° 228-2012-OS/CD, los Costos Totales Incurridos serán los informados por las empresas estatales mediante un informe que tendrá el carácter de declaración jurada, conforme lo ordena el Decreto Supremo N° 031-2011-EM.

De otro lado, en el caso de los costos a compensar para el periodo anterior a la vigencia del Decreto Supremo N° 031-2011-EM, estos fueron considerados conforme a la normativa vigente hasta entonces (la relación de documentos se muestra en el Anexo del presente documento).

Asimismo, para dar cumplimiento a lo establecido en el Artículo 3° del Decreto Supremo N° 031-2011-EM, con relación a los contratos que trascienden la vigencia del DU 037-2008, y conforme lo establecen los informes legales elaborados sobre el tema, se está considerando, para la determinación del cargo por generación adicional, solamente los costos que cumplan los siguientes requisitos:

• Sirvan para atender situaciones de restricción temporal declaradas por el Ministerio de Energía y Minas antes del 31/12/2013.

• No son compensables las prórrogas o nuevas situaciones de restricción temporal, declaradas por el Ministerio de Energía y Minas luego del 31/12/2013.

• Los costos deben estar referidos a Contratos suscritos antes del 31/12/2013.

• No son compensables las prórrogas a contratos preexistentes o nuevos contratos luego del 31/12/2013.

• Solamente se podrán compensar contratos posteriormente suscritos al 31/12/2013, siempre que coadyuven directamente con los contratos que sí fueron suscritos antes del 31/12/2013 y cuyo objetivo se encuentre referido directamente a la ejecución y cumplimiento de los contratos que sí fueron suscritos durante la vigencia del decreto de urgencia.

Al respecto, se ha comprobado que las siguientes empresas han enviado sus contratos o adendas suscritos antes del 31/12/2013.



Página 8

Cuadro N° 2

Empresa Contrato Firmado Plazo

Electro Oriente

Con FERRENERGY para capacidad adicional de 10 MW en Sistema Aislados

Iquitos

27/11/2013

4 meses

(09 enero – abril 2014)

Electro Norte Medio

Adenda con AGGREKO al contrato de capacidad adicional de 13 MW en

Callejón de Huaylas

27/12/2013

4 meses

(enero – abril 2014)

Electro Centro 3

Adenda con POWER SOLUTIONS del contrato de

capacidad adicional de 8 MW en Sistema Ayacucho

26/12/2013

30 meses

(enero 2014 – junio 2016)

Electro Ucayali 4

Con FERRENERGY para capacidad adicional de 9 MW en Sistema Pucallpa

18/12/2013

14 meses

(enero 2014 – febrero 2015)

Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A.

5

Con AGGREKO para capacidad adicional de 20

MW para las áreas comprendidas por Cusco,

Apurímac y Puno

03/12/2013

45 días

(16/03/2014 – 30/04/2014)

Electro Sur Este S.A.A.

Con AGGREKO para capacidad adicional de 10

MW para las áreas comprendidas por Cusco,

Apurímac y Puno

12/12/2013

45 días

(16/03/2014 – 30/04/2014)

3 La empresa Electrocentro, mediante Oficio GG-095-2014, informó que en vista que la Resolución

Ministerial N° 534-2012-MEM/DM que declara la situación de restricción temporal en el sistema de Ayacucho no establece un plazo límite para las contrataciones, conforme también lo confirma el Ministerio de Energía y Minas mediante el Oficio N° 2534-2013/MEM-DGE, ha considerado necesario la firma de una adenda con la empresa Power Solutions para que se mantenga la capacidad adicional de 8 MW hasta la ejecución de las obras en la zona de Ayacucho que se encuentran promovida por PROINVERSION, que estima entrarán en junio 2016.

4 La Resolución Ministerial N° 529-2013-MEM/DM que declara la situación de restricción temporal en el

sistema de Pucallpa establece que ésta durará hasta la puesta en operación de la Planta de Reserva Fría de Pucallpa (40 MW) o el reforzamiento de la línea en 138 kV Aguaytía – Pucallpa que ampliará su capacidad de 55 MVA hasta 80 MVA.

5 La Resolución Ministerial N° 386-2013-MEM/DM que declara en situación excepcional la operación del

SEIN para las áreas comprendidas por Cusco, Apurímac y Puno durante un periodo de 45 días contados desde la fecha de inicio de la parada de la Central Hidroeléctrica Machupicchu que apruebe el COES para el primer semestre del año 2014, para lo cual ordena que las empresas Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. y Electro Sur Este S.A.A. efectúen las contrataciones y adquisiciones de obras para poner en operación una capacidad adicional de generación de 20 MW y 10 MW, respectivamente.



Página 9

Del cuadro anterior se tiene que los contratos suscritos que aún tienen vigencia son los de Electro Ucayali S.A. y Electrocentro S.A., mientras que el resto de contratos ya vencieron por lo que solo se estaría liquidando los saldos pendientes de compensación, por los costos ya incurridos. Asimismo para la presente regulación, se está previendo un programa de transferencias de las empresas que tienen recaudaciones mayores que sus costos reconocidos (saldos negativos) y que, por ende, tienen que ser transferidos al resto de empresas con saldos pendientes a compensar (saldos positivos).

Asimismo, para la determinación de los Costos Totales Estimados se ha considerado solo los costos de los contratos ya suscritos, habiéndose retirado aquellos otros gastos que no tienen un sustento contractual.

2.1.1. Costos de Electroperú S.A.

Electroperú S.A. reportó en fecha posterior a la publicación del Decreto Supremo N° 031-2011-EM, lo siguiente:

Oficios G-617-2011, G-683-2011 y G-771-2011, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de junio, julio y agosto de 2011. Posteriormente, remitió el Oficio G-840-2011 donde se precisa con mayor detalle, la información entregada en los oficios anteriores.

Oficio G-839-2011, en el cual remite el flujo de caja previsto para el periodo octubre 2011 – marzo 2014, relacionado al encargo de generación adicional.

Oficios G-887-2011, G-946-2011 y G-1020-2011, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de setiembre, octubre y noviembre de 2011.

Oficios G-065-2012 y G-152-2012, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de diciembre de 2011 y enero de 2012, respectivamente.

Oficio G-237-2012, en el cual remite los costos totales incurridos en el mes de febrero de 2012.

Oficios G-316-2012, G-411-2012, G-508-2012 y G-572-2012, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de marzo, abril, mayo y junio de 2012, respectivamente.

Oficios G-671-2012, G-806-2012 y G-872-2012, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de julio, agosto y setiembre de 2012, respectivamente.

Oficios G-947-2012, G-1031-2012 y G-066-2013, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2012, respectivamente.

Oficios A-270-2013, G-236-2013, G-336-2013, G-427-2013, G-533-2013 y G-645-2013, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de enero, febrero, marzo, abril, mayo y junio de 2013, respectivamente.



Página 10

Oficios G-804-2013, G-923-2013 y G-1041-2013, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de julio, agosto y setiembre de 2013, respectivamente.

Oficios G-1156-2013, G-1273-2013 y A-143-2014, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2013, respectivamente.

Oficios A-413-2014, A-598-2014, A-816-2014, A-1041-2014, A-1205-2014 y A-1384-2014, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de enero, febrero, marzo, abril, mayo y junio de 2014, respectivamente.

Oficios A-1522-2014, A-1663-2014 y A-1920-2014, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de julio, agosto y setiembre de 2014, respectivamente.

Oficios A-2104-2014, A-2257-2014 y A-130-2015, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2014, respectivamente.

Oficios A-856-2015, A-1047-2015 y A-1192-2015, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de abril, mayo y junio de 2015, respectivamente.

Oficio A-967-2015, en el cual remite la transferencia a Electrocentro S.A. del monto S/. 1 696 626 en cumplimiento del artículo 10° de la Resolución N° 067-2015-OS/CD.

Oficios A-1362-2015, A-1522-2015 y A-1719-2015, en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de julio, agosto y setiembre de 2015, respectivamente.

Cabe precisar que, para el reconocimiento de los costos incurridos informados, se ha tomado en cuenta las disposiciones previstas en el DU- 037-2008, Decreto Supremo N° 031-2011-EM, la Norma “Procedimiento Compensación por Generación Adicional” y los lineamientos contenidos en la Resolución N° 094-2014-OS/CD, siendo que aquellos costos que no han cumplido con dichos lineamientos han sido retirados dentro del cálculo del Cargo Unitario por Generación Adicional, al no sujetarse ni reunir las condiciones para ser incorporados.

En ese mismo sentido, no corresponde incluir el costo relacionado con el servicio de patrocinio del arbitraje iniciado por el Consorcio de Servicios Integrales de Energía contra Electroperú, informado por la empresa en los meses de enero a marzo 2015, y en agosto 2015.

2.1.2. Costos de Electronoroeste S.A.

Electronoroeste S.A. reportó en fecha posterior a la publicación del Decreto Supremo N° 031-2011-EM, los siguientes documentos:



Página 11

Carta GG-307-2011, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos de USD 1 048 252,54, que equivalen a S/. 2 875 357 (2,743 S/./USD) en la importación de energía de Ecuador para el mes de junio 2011.

Carta GG-419-2011, en la cual remite el sustento del saldo pendiente de gastos incurridos en la importación de energía de Ecuador del mes de junio 2011 de USD 183 699,04 que equivalen a S/. 500 212 (2,723 S/./USD).

Carta GG-420-2011, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos de USD 3 247 602,94 que equivalen a S/. 8 843 223 (2,723 S/./USD) en la importación de energía de Ecuador para el mes de agosto 2011.

Carta GG-067-2012, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos de USD 1 143 041,13 que equivalen a S/. 3 078 210 (2,693 S/./USD) en la importación de energía de Ecuador para el mes de diciembre 2011.

Carta GCC-027-2012, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos de USD 2 272 304 que equivalen a S/. 6 067 051 (2,67 S/./USD) en la importación de energía de Ecuador para el mes de febrero 2012, así como los gastos adicionales y los ingresos complementarios que resultaron de las anteriores importaciones de Energía que dio un saldo a compensar de S/. 27 380.

Carta C-1647-Enosa/2012 en la cual envía la liquidación de los costos relacionados a la compra de energía a Ecuador. En este caso detalla que el costo incurrido a la importación desde el periodo de junio 2011 a abril 2012 fue de S/. 17 688 140,53, mientras que, el importe transferido por el COES por la compensación de Generación Adicional fue, para el periodo de setiembre 2011 a octubre 2012, de S/. 8 398 028,73.

2.1.3. Costos de Electro Oriente S.A.

Electro Oriente S.A., mediante Carta G-1550-2011, reportó el contrato de capacidad adicional para el Sistema de Iquitos, firmado en el marco de la Resolución Ministerial N° 447-2011-MEM/DM, que ordena a la empresa a realizar la contratación y adquisiciones de obras, bienes y servicios que sean necesario para la operación de capacidad adicional en el Sistema Aislado de Iquitos, de acuerdo con el DU-037-2008 modificado por el Decreto de Urgencia N° 049-2011.

Asimismo, reportó en fecha posterior a la publicación del Decreto Supremo N° 031-2011-EM, los siguientes documentos:

Carta G-126-2012, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional hasta el mes de enero 2012.

Carta G-778-2012, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de febrero, marzo, abril, mayo y junio 2012.

Carta G-873-2012, en la cual modificó los ingresos de Generación Adicional de los meses de febrero, marzo, abril, mayo y junio 2012, informados en la carta anterior.



Página 12

Carta G-1123-2012, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de julio, agosto y setiembre 2012.

Carta G-221-2013, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de octubre 2012 a enero 2013.

Carta G-780-2013, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de febrero, marzo, abril y mayo 2013.

Cartas G-815-2013, G-921-2013, G-1040-2013 y G-1148-2013, en las cuales remite los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de junio, julio, agosto y setiembre 2013, respectivamente.

Cartas G-1281-2013, G-1434-2013 y G-062-2014, en las cuales remite los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de octubre, noviembre y diciembre 2013, respectivamente.

Cartas G-223-2014, G-357-2014 y G-681-2014, en las cuales remite los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de enero, febrero y marzo-abril 2014, respectivamente.

2.1.4. Costos de Hidrandina S.A.

Hidrandina S.A., mediante Carta GG-610-2012, reportó los contratos firmados en el marco de la Resolución Ministerial N° 198-2011-MEM/DM, que ordena a la empresa a realizar la contratación y adquisiciones de obras, bienes y servicios que sean necesario para la instalación de una transformador 220/60 kV en la zona de Cajamarca, de acuerdo con el DU-037-2008.

Así mismo, mediante Carta GOHS-2149-2012 reportó el contrato firmado en el marco de la Resolución Ministerial N° 070-2012-MEM/DM, que ordena a la empresa contratar generación hasta 13 MW en la zona de Callejón de Huaylas, así como los costos incurridos por instalación del transformador de 15 MVA - 10/66 kV en la zona de Callejón de Huaylas, conforme lo ordena el Artículo 4° de la Resolución Ministerial N° 534-2012-MEM/DM , que modificó la Resolución Ministerial N° 070-2012-MEM/DM.

En este sentido, reportó en fecha posterior a la publicación del Decreto Supremo N° 031-2011-EM, los siguientes documentos:

Costos incurridos transformador 220/60 kV en la zona de Cajamarca:

Carta GG-610-2012, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por los contratos con CAME S.A. y CONENHUA, hasta el mes de setiembre 2012 que asciende a S/.10 746 398.

Carta GR-3442-2012, donde amplía la información alcanzada mediante la Carta GG-610-2012.

Carta GR-3695-2012, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos hasta el mes de noviembre 2012.



Página 13

Cartas GR-0052-2013 y GR/F-0062-2013 donde amplía la información alcanzada mediante la Carta GR-3695-2012.

Carta GR/F-0075-2013, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos hasta el mes de diciembre 2012.

Cartas GR/F-188-2013, GR/F-437-2013, GR/F-586-2013, GR/F-830-2013, GR/F-1019-2013 y GR/F-1157-2013 en la cual remite el sustento de los gastos incurridos en enero, febrero, marzo, abril, mayo y junio 2013.

Cartas GR/F-1356-2013 y GR/F-1525-2013 en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en julio y agosto 2013.

Cartas GR/F-1687-2013, GR/F-1942-2013 y GR/F-0110-2013 en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en setiembre, noviembre y diciembre 2013, respectivamente.

Costos incurridos zona Callejón de Huaylas:

Carta GOHS-2149-2012, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por los contratos por generación adicional en el Callejón de Huaylas, hasta el mes de setiembre 2012.

Carta GOHS-2418-2012, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por los contratos por generación adicional en el Callejón de Huaylas, para el mes de octubre 2012, así como modifica los informados en meses anteriores.

Carta GOHS-2631-2012, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por los contratos por generación adicional en el Callejón de Huaylas, para el mes de noviembre 2012, así como modifica los informados en meses anteriores.

Carta GOHS-136-2013, donde modifican la información alcanzada mediante la Carta GOHS-2631-2012.

Carta GOHS-139-2013, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos hasta el mes de diciembre 2012.

Cartas GOHS-359-2013, GOHS-567-2013, GOHS-785-2013, GOHS-1019-2013, GOHS-1233-2013 y GOHS-1421-2013, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de enero, febrero, marzo, abril, mayo y junio 2013, respectivamente, por generación térmica en el Callejón de Huaylas.

Cartas GOHS-1599-2013, GOHS-1828-2013 y GOHS-2044-2013, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de julio, agosto y setiembre 2013, respectivamente, por generación térmica en el Callejón de Huaylas.

Cartas GOHS-2279-2013, GR/F-1950-2013 y GR/F-0075-2014, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de



Página 14

octubre, noviembre y diciembre 2013, respectivamente, por generación térmica en el Callejón de Huaylas.

Cartas GR/F-326-2014, GR/F-503-2014, GR/F-689-2014 y GR/F-850-2014, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de enero, febrero, marzo y abril 2014 respectivamente, por generación térmica en el Callejón de Huaylas. El costo de abril 2014, que tenia de carácter provisional, fue informado con la carta GR/F – 2431-2014.

Cartas GOHS-786-2013, GOHS-1016-2013, GOHS-1240-2013 y GOHS-1417-2013, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de marzo, abril, mayo y junio 2013, respectivamente, por implementación temporal de transformador de 15 MVA-10/66 kV en SET Kiman Ayllu.

Cartas GOHS-1598-2013, GOHS-1829-2013 y GOHS-2043-2013, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de julio, agosto y setiembre 2013, respectivamente, por implementación temporal de transformador de 15 MVA-10/66 kV en SET Kiman Ayllu.

Cartas GOHS-2280-2013, GR/F-1951-2013 y GR/F-0076-2014, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de octubre, noviembre y diciembre 2013, respectivamente, por implementación temporal de transformador de 15 MVA-10/66 kV en SET Kiman Ayllu.

Cabe señalar que la empresa Hidrandina únicamente ha tenido una adenda al contrato de generación térmica para Callejón de Huaylas, conforme se observa en el Cuadro 2, la cual se considera para la determinación de los costos incurridos reconocidos a la empresa hasta abril de 2014. No corresponde incluir los costos que reporta como incurridos del transformador 220/60 kV en la zona de Cajamarca (Carta GR/F-2190-2014) y del transformador 10/66 kV en la zona de Callejón de Huaylas (Carta GR/F-0144-2015), más allá del 31 de diciembre de 2013, debido a que no resultan compensables las prórrogas o nuevas situaciones de restricción temporal, declaradas por el Ministerio de Energía y Minas luego del 31 de diciembre de 2013, fecha en que venció el DU- 037-2008; en consecuencia, estos equipos tendrán que ser remunerados en el marco regular de la transmisión, incluyendo sus pagos por costos de operación y mantenimiento dentro del proceso regulatorio correspondiente.

De igual forma, no corresponde incluir los costos que la empresa informa ha incurrido en las zonas de Callejón de Huaylas, mediante carta GR/F-0360-2015, luego de vencida en abril 2014 la adenda al contrato de generación térmica para esta zona, debido a que estos costos no se han realizado en el marco del DU-037-2008, que a dicha fecha no se encontraba vigente

2.1.5. Costos de Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (EGEMSA)

EGEMSA reportó el contrato de capacidad adicional para zona sur del SEIN, firmado en el marco de la Resolución Ministerial N° 115-2013-MEM/DM, que



Página 15

ordena a la empresa a realizar la contratación y adquisiciones de obras, bienes y servicios que sean necesario para la operación de capacidad adicional para la zona sur del SEIN, debido a la declaración de Situación Excepcional para las subestaciones en 138 kV Santuario, Callalli, Azángaro, Tintaya, Quencoro, Dolorespata, Cachimayo, Machupicchu y Abancay para el periodo de 13 al 27 de abril de 2013, de acuerdo con el DU-037-2008 modificado por el Decreto de Urgencia N° 049-2011.

Asimismo, reportó en fecha posterior a la publicación del Decreto Supremo N° 031-2011-EM, el siguiente documento:

Carta G-291-2013, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional hasta el mes de abril 2013.

Adicionalmente por la contratación capacidad adicional de 20 MW para la zona sur del SEIN, firmado en el marco de la Resolución Ministerial N° 386-2013-MEM/DM, envió el siguiente documento:

Carta G-290-2013, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional para los meses de abril y mayo 2014.

Carta G-361-2014, en la cual remite nuevamente el sustento de los gastos incurridos de capacidad para los meses de abril y mayo 2014, de acuerdo con las observaciones realizadas a través del Oficio N° 645-2014-GART.

Carta G-073-2015, en la cual remite el informe final de gastos y costos financieros incurridos por cumplimiento de la Resolución Ministerial N° 386-2013-MEM/DM.

Carta G-312-2015, en la cual remite el informe de costos financieros actualizados a junio 2015 por cumplimiento de la Resolución Ministerial N° 386-2013-MEM/DM.

Carta G461-2015, en la cual remite el informe de costos financieros actualizados a agosto 2015 por cumplimiento de la Resolución Ministerial N° 386-2013-MEM/DM.

2.1.6. Costos de Electrocentro S.A.

Electrocentro S.A., en el marco de la Resolución Ministerial N° 386-2013-MEM/DM, que declaró en situación de Restricción Temporal de Generación el Sistema Eléctrico de Ayacucho, ha presentado los siguientes informes, con los costos incurridos:

Cartas A-898-2013 y GR-1017-2013, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos para los meses de julio a octubre 2013.

Cartas A-984-2013 y A-031-2014, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en noviembre y diciembre 2013.

Cartas A-144-2014, A-233-2014, A-329-2014, A-438-2014 y GT-216-2014, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en enero, febrero, marzo, abril y mayo 2014 respectivamente.



Página 16

Cartas GT-255-2014, GT-297-2014, GT-324-2014 y GT-370-2014, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en junio, julio, agosto y setiembre 2014 respectivamente.

Cartas GT-419-2014, GT-461-2014 y GT-020-2015, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en octubre, noviembre y diciembre 2014 respectivamente.

Cartas GT-050-2015 y GT-180-2015, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en enero y febrero 2015, respectivamente.

Cartas GT-136-2015, GT-200-2015, GT-231-2015 y GT-271-2015, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en marzo, abril, mayo y junio 2015, respectivamente.

Cartas GT-316-2015, GT-362-2015 y GT-402-2015, en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en julio, agosto y setiembre 2015, respectivamente.

2.1.7. Costos de Electro Ucayali S.A.

Electro Ucayali S.A. en el marco de la Resolución Ministerial N° 529-2013-MEM/DM que declara la situación de restricción temporal en el sistema de Pucallpa, ha presentado los siguientes informes, con los costos incurridos:

Carta ELECTROUCAYALI/G-501-2014/EU, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos para los meses de enero a febrero 2014.

Carta ELECTROUCAYALI/G-1250-2014/EU, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos para los meses de marzo a mayo 2014.

Cartas ELECTROUCAYALI/G-1368-2014/EU, G-1530-2014/EU, G-1762-2014/EU G-1952-2014/EU en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en junio, julio, agosto y setiembre 2014 respectivamente.

Cartas ELECTROUCAYALI/G-2176-2014/EU, G-2355-2014/EU y G-103-2014/EU en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en octubre, noviembre y diciembre 2014 respectivamente.

Carta ELECTROUCAYALI/G-343-2014/EU, en la cual remite el sustento de gasto incurrido en enero 2015. Asimismo, en esta misma carta la empresa ha informado que la vigencia del contrato por el alquiler de la generación adicional con Ferrenergy SAC será hasta el 31.05.2015, para compensar el tiempo entre abril y junio de 2014 que se suspendió el mismo. Por lo cual, ha presentado la actualización de su proyección de costos hasta mayo 2015 mediante la Carta ELECTROUCAYALI/G-479-2015/EU.

Carta ELECTROUCAYALI/G-469-2015/EU, en la cual remite el sustento del gasto incurrido en febrero 2015.



Página 17

Cartas ELECTROUCAYALI/G-679-2015/EU, ELECTROUCAYALI/G-907-2015/EU y ELECTROUCAYALI/G-1097-2015/EU, en las cuales remite el sustento del gasto incurrido en marzo, abril y mayo 2015, respectivamente

2.1.8. Costos de Electro Sur Este S.A.A.

Electro Sur Este S.A.A, en el marco de la Resolución Ministerial N° 534-2012-MEM/DM, que declaró situación excepcional la operación del SEIN para las áreas comprendidas por Cusco, Apurímac y Puno, ha presentado el siguiente informe, con los costos incurridos:

Oficio N° G-659-2014, en el cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional para los meses de abril y mayo 2014.

Oficios N° G-821-2014 y N° G-1140-2014,, en la cual remite nuevamente el sustento de los gastos incurridos de capacidad para los meses de abril y mayo 2014, de acuerdo con las observaciones realizadas a través del Oficio N° 643-2014-GART.

2.1.9. Importación de energía por situación de emergencia

En el marco de lo establecido en el numeral 5.36 del Artículo 5° del Reglamento Interno para la Aplicación de la Decisión 757 de la CAN, aprobado por Decreto Supremo N° 011-2012-EM, para las importaciones de electricidad por situaciones de emergencia, mientras no se establezca un procedimiento específico para el tratamiento del reconocimiento de estos costos dentro del peaje de transmisión, se considerarán, en lo pertinente, los criterios y metodología establecidos en el procedimiento para la determinación del cargo por generación adicional, aprobado mediante Resolución N° 228-2012-OS/CD.

En este sentido, Electronoroeste S.A., en el marco de la Resolución Ministerial N° 033-2015-MEM/DM, que declaró situación de emergencia la desconexión de la línea L-2249 (Talara – Zorritos) de 220 kV ocurrida el 02 de enero 2015, se le designó como agente autorizado para la importación de energía en el ámbito del numeral 5.3 del Artículo 5° del Reglamento Interno para la Aplicación de la Decisión 757 de la CAN. Al respecto, Electronoroeste S.A. ha presentado la siguiente documentación, con los costos incurridos:

Carta GG-174-2015, en la cual remite con carácter preliminar los gastos incurridos de USD 61 943, que equivalen a S/. 191 840 (3,097 S/./USD) en la importación de energía de Ecuador para el mes de enero 2015.

6 Artículo 5° - Importación de Electricidad

(…)

5.3 En situaciones de emergencia o restricciones declaradas por el Ministerio, según el numeral 9 del Anexo II de la Decisión 757, el precio contractual será incluido como cargo adicional en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Para determinar dicho cargo, se distribuirán los montos asociados al precio contractual entre la suma ponderada de la energía por un factor de asignación, el cual será igual a 1.0 para Usuarios Regulados, 2.0 para los Usuarios Libres que no son Grandes Usuarios y 4.0 para los Grandes Usuarios. OSINERGMIN definirá el procedimiento de aplicación.



Página 18

Carta C-1037-ENOSA/2015 en la cual remite los costos finales de importación de energía con el Ecuador para el mes de enero 2015, el cual asciende a S/. 293 364,02

2.1.10. Costos Totales Incurridos

De acuerdo con el Artículo 4° de la norma “Procedimiento Compensación por Generación Adicional” aprobado mediante la Resolución N° 228-2012-OS/CD, se ha estimado los gastos de los próximos meses, en base a los costos que se sustentan en contratos suscritos con algún proveedor de servicios, debido a que implican obligaciones de pago, siempre y cuando estos contratos hayan sido suscritos durante la vigencia del DU-037-2008. Cabe señalar que los montos recaudados por aplicación del Cargo Unitario han sido informados por el COES mediante el Informe COES/D/DO/STR-INF-089-2015 “Costos Asociados a la Operación de la Generación Adicional” hasta el mes de setiembre 2015. Así mismo se incluye la transferencia realizada en el mes de mayo 2015 por la empresa Electroperú S.A. a Electrocentro S.A. que ascienden a S/. 1 696 626.

Como consecuencia de los montos individuales a compensar corresponde remunerar un total de S/. 7 096 270, para los siguientes 6 meses de los cuales corresponde el 1,2% a Electroperú S.A., el 1,7% a Electronoroeste S.A., 38,7% a EGEMSA y el 58,4 % a Electrocentro S.A.

2.2. Determinación de los Factores de Ajuste de Cargos Unitarios por Generación Adicional

De conformidad con lo dispuesto en el DU-037-2008, y el Artículo 5° de la norma “Procedimiento Compensación por Generación Adicional”, se procedió a distribuir la compensación entre los tres grupos de usuarios: regulados, libres que no son Grandes Usuarios y Grandes Usuarios.

Cuadro N° 3

Tipo de Usuario Factores de Reparto

Regulados 0,2781

Libres no Grandes Usuarios 0,1602


Total 1,0000

Una vez conocidos los factores de distribución para la compensación, corresponde determinar los cargos unitarios sobre la base de la demanda coincidente con la máxima demanda del SEIN de cada tipo de usuario.

El cuadro siguiente muestra los cargos unitarios aplicables al Año Tarifario mayo 2015 – abril 2016, a partir del 04 de noviembre de 2015:



Página 19

Cuadro N° 4

Usuario

Regulado Usuario Libre no

Gran Usuario Gran

Usuario

Compensación a Electroperú S.A. (S/.) 83 084

Compensación a Electronoroeste S.A. (S/.) 123 840

Compensación a Electro Oriente S.A. (S/.) 0

Compensación a Hidrandina S.A. (S/.) 0

Compensación a EGEMSA (S/.) 2 746 105

Compensación a Electrocentro S.A. (S/.) 4 143 241

Compensación a Electro Ucayali S.A. (S/.) 0

Compensación a Electro Sur Este S.A.A. (S/.) 0

Compensación Total por DU-037-2008 (S/.) 7 096 270

Asignado por tipo de usuario (S/.) 1 973 433 1 136 785 3 986 051

Máxima Demanda Ventas 2015 (MW) 3 840 701 1 081

Periodo de Recuperación (meses) 6

Cargo Unitario por Generación Adicional que debe adicionarse al PCSPT (S/. /kW-mes)

0,086 0,270 0,615

Nota: Con relación a las empresas Electro Oriente S.A., Hidrandina S.A., Electro Ucayali S.A. y Electro Sur Este S.A.A., para el presente cálculo se obtiene un saldo estimado negativo, por lo cual no corresponde incluirse en la compensación a recibir, estando pendiente la transferencia de sus saldos negativos.

En consecuencia, estos cargos unitarios se dividen entre los del Cuadro N° 1 para obtener los factores de actualización “p” a que se refiere la Resolución N° 067-2015-OS/CD.

Cuadro N° 5

Tipo de Usuario Regulado Libre no Gran

Usuario Gran

Usuario

Cargos Iniciales (S/./kW-mes) 0,095 0,300 0,682

Cargo Ajustados (S/./kW-mes) 0,086 0,270 0,615

Factor de actualización “p” 0,9053 0,9000 0,9018



Página 20

3. Compensación por Costos Variables Adicionales

El Decreto de Urgencia N° 049-2008 (en adelante “DU-049-2008”), publicado el 18 de diciembre de 2008, dispone que se determinen los costos marginales de corto plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) sin considerar las restricciones de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, no pudiendo estos costos ser superiores a un valor límite establecido por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial. En este caso, las centrales que operen con costos variables superiores a estos costos marginales, serán compensadas por la diferencia entre sus costos variables y los costos marginales (excluyéndose la generación adicional a que se refiere el DU-037-2008, la cual tiene un tratamiento diferenciado en cuanto a su asignación por tipo de usuario).

Complementariamente, el DU-049-2008 establece que los retiros sin contratos de potencia y energía del SEIN que realizan las empresas distribuidoras de electricidad para atender a sus usuarios regulados, serán asignados a las empresas generadoras en función de la diferencia de sus energías firmes eficiente anual y sus ventas de energía por contratos, siendo estos retiros valorizados a Precios en Barra. En este caso, se compensará a las empresas generadoras asignadas a cubrir dichos retiros, de acuerdo con los costos variables adicionales con respecto a los Precios de Energía en Barra en que incurran las centrales para atender dichos retiros.

Es importante señalar que el DU-049-2008 que vencía el 31 de diciembre de 2013, fue prorrogado hasta el 31 de diciembre de 2016 mediante la Décima Disposición Complementaria Final de la Ley N° 30115 “Ley de Equilibrio Financiero del Presupuesto del Sector Público para el Año Fiscal 2014”7.

7 Décima. Prorrogase la vigencia del Decreto de Urgencia 049-2008 hasta el 31 de diciembre de 2016.



Página 21

Finalmente, ambas compensaciones deben incluirse como parte del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Por esta razón, mediante Resoluciones N° 001-2009-OS/CD y N° 019-2009-OS/CD se aprobó la Norma "Procedimientos para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato", la cual establece la metodología para determinar las correspondientes compensaciones.

El mencionado procedimiento fue aplicado como parte del Proceso de Fijación de Precios en Barra para el periodo mayo 2015 – abril 2016, en el cual se determinaron los siguientes cargos que se incluyeron en la Resolución N° 067-2015-OS/CD:

Cuadro N° 6

(S/. /kW-mes)

Cargo Unitario por CVOA-CMg

Cargo Unitario por CVOA-RSC

0,666 0,000

La Resolución N° 067-2015-OS/CD dispone que se deberá determinar, de conformidad con los "Procedimientos para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato", el valor del factor de actualización “p” aplicable a los Cargos Unitarios por Generación Adicional. En este sentido, en la presente sección se presenta el sustento de los valores que serán aplicables a partir del 04 de noviembre de 2015.

3.1. Revisión del Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales respecto del Costo Marginal (CVOA-CMg)

Para la determinación de los CVOA-CMg para el Año Tarifario mayo 2015 - abril 2016, el cual fue actualizado mediante el Informe COES D/DO/SPR-IT-127-2015 “Compensación Estimada por Costos Variables Superiores al Costo Marginal y para cubrir los Retiros sin Contratos Periodo octubre 2015 – diciembre 2016” del COES, se han seguido los pasos establecidos en la Norma “Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato“, a saber:

a) Simulación de dos escenarios: Despacho económico con presencia de restricción que intente simular lo mejor posible la operación óptima futura del SEIN y despacho económico sin presencia de restricción.

b) Determinación de los costos marginales asociados al despacho económico sin presencia de restricción.

c) Identificación de las unidades de generación térmica, con excepción de generación adicional a la que se refiere el DU-037-2008, cuyo costo variable sea superior al costo marginal calculado de acuerdo al literal anterior.

d) Por cada central identificada en el paso previo, se calculará el producto de la energía despachada por la diferencia entre su costo variable y el



Página 22

costo marginal calculado de acuerdo al literal a) por etapa y bloque horario.

e) Los CVOA-CMg Estimados se obtendrán como la suma de los valores obtenidos en el paso previo por cada mes y cada generador.

f) Para efectos de la primera aplicación de la Norma, se incluyen los saldos generados a diciembre de 2008 por aplicación de la Quinta Disposición Transitoria del Decreto Legislativo N° 1041.

De la diferencia de los dos escenarios evaluados conforme a lo informado por el COES, se determinaron los montos estimados por un total de S/. 44 311 746 entre noviembre 2015 y abril 20168.

Igualmente, de acuerdo la Norma “Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato“, corresponde incluir los resultados de las transferencias determinadas por el COES-SINAC. Al respecto, el COES-SINAC indica en el Informe COES/D/DO-SPR-IT-127-2015 que los Costos Adicionales Incurridos por Asignación de los Costos Variables de Operación Adicional obtenidos como la diferencia entre el saldo acumulado y lo efectivamente recaudado hasta setiembre de 2015, y proyectado para el mes de octubre 2015, totaliza el monto de S/. – 4 630 048. Cabe señalar que dicho monto considera las transferencias que ordenaron las Resoluciones N° 198-2009-OS/CD, N° 009-2010-OS/CD, N° 0251-2010-OS/CD, N° 012-2011-OS/CD, N° 138-2011-OS/CD y N° 015-2012-OS/CD respecto de los excedentes generados en los CVOA-RSC y por la liquidación final del Cargo por Reserva de Capacidad9.

A partir de los montos acumulados y los estimados, así como de lo ordenado transferir se obtiene que para los siguientes seis (6) meses corresponde recuperar un total de S/. 39 681 698 mediante la aplicación del Cargo Unitario por CVOA-CMg.

3.2. Revisión del Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales respecto de los Retiros Sin Contrato (CVOA-RSC)

De acuerdo con la Norma “Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato“, se utiliza la información de la simulación del escenario con presencia de restricción que se señala en el literal a) de la sección del apartado 3.1 del presente informe, y se efectúa lo siguiente:

a) Por cada generador se realiza una proyección de los retiros sin contrato por etapas y bloques horarios considerados en la referida simulación.

b) Por cada generador se ordenan las energías despachadas de las centrales en orden decreciente de sus costos variables por etapas y

8 Tipo de cambio al 30 de setiembre de 2015: 3,223 S/./USD.

9 Creado mediante el Artículo 5° del Decreto Legislativo N° 1041, y posteriormente derogado mediante

Decreto de Urgencia N° 032-2010.



Página 23

bloques horarios considerados hasta cubrir sus retiros sin contrato. En el caso de las centrales hidroeléctricas se considera un costo igual a cero.

En caso la energía despachada sea insuficiente para cubrir la energía de la demanda de los retiros sin contrato que le hayan sido asignados, se incluye luego de la unidad más costosa del generador una central por la energía faltante con un costo variable igual al Costo Marginal de Corto Plazo.

c) Por cada central identificada en el paso previo, se calculará el producto de la energía despachada por la diferencia entre el Costo Marginal de Corto Plazo y el Precio en Barra, por etapa y bloque horario, teniendo cuidado de no contabilizar las energías de las unidades de generación térmica cuyo costo variable fue superior al Costo Marginal que fue considerado en el cálculo señalado en el apartado 3.1 del presente informe.

d) Los CVOA-RSC Estimados se obtendrán como la suma de los valores obtenidos en el paso previo por cada mes y cada generador.

e) Al valor obtenido se le adicionan los saldos que se hubieran acumulado en los meses anteriores por la diferencia entre los CVOA-RSC Estimados y los CVOA-RSC Incurridos calculados día a día por el COES-SINAC.

Como resultado se obtuvieron los montos estimados para los CVOA-RSC, desde noviembre 2015 hasta abril 2016, por un total de S/. – 1 793 577.

Asimismo, de acuerdo con lo indicado por el COES en cuanto a los Costos Adicionales Incurridos por Asignación de los Retiros sin Contrato, de conformidad con el ítem 10.1 del Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y Retiros sin Contrato, a setiembre 2015 más lo estimado para octubre 2015, totalizan S/. - 2 964 932, que considera el descuento de las transferencias que ordenaron las Resoluciones N° 198-2009-OS/CD, N° 009-2010-OS/CD, N° 012-2011-OS/CD, N° 138-2011-OS/CD y N° 015-2012-OS/CD a favor del CVOA-CMg.

A partir de los montos acumulados y los estimados se obtiene que para los siguientes seis (6) meses correspondería recuperar un monto igual a S/. – 4 758 509 mediante la aplicación del Cargo Unitario por CVOA-RSC, pero que al ser un monto negativo se tendrá que considerar como cero para los siguientes meses.

3.3. Determinación de los Factores de Ajuste de Cargos Unitarios por CVOA-CMg y CVOA-RSC

Una vez determinados los componentes de la compensación estimada por CVOA-CMg y CVO-RSC, así como la transferencia a que se refiere el numeral 3.2 precedente, se procede a determinar el cargo unitario considerando la máxima demanda anual a ser entregada a los clientes en el



Página 24

año 2015, distribuyendo el monto a pagar en seis (6) meses, conforme se muestra en los cuadros siguientes, y de acuerdo con la Tercera Disposición Complementaria de la Norma “Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato“.

Cuadro N° 7

CVOA-CMg Estimado (noviembre 2015 – abril 2016) S/. 44 311 746

Saldo a octubre 2015 S/. -4 630 048

Máxima Demanda Ventas 2015 MW 5 621,77

Periodo de Recuperación meses 6

Cargo Unitario CVOA-CMg S/./kW-mes 1,176

Cuadro N° 8

CVOA-RSC Estimado (noviembre2015 - abril 2016) S/. - 1 793 577

Saldo de enero 2012 – octubre 2015 S/. -2 964 932



Cargo Unitario CVOA-RSC S/./kW-mes 0,000

Nota: El cargo se considera cero, al haberse estimado un monto negativo. De persistir este monto, en las siguientes liquidaciones se establecerá el mecanismo para trasladar este monto negativo a otros cargos adicionales.

Finalmente, dividiendo los cargos unitarios determinados en los Cuadros N° 7 y 8 entre los del Cuadro N° 6, se obtienen los factores de actualización “p” a que se refiere la Resolución N° 067-2015-OS/CD.

Cuadro N° 9

Concepto

Cargo Unitario por CVOA-CMg

Cargo Unitario por CVOA-RSC

Resolución N° 067-2015-OS/CD (S/./kW-mes) 0,666 0,000

Reajustado (S/./kW-mes) 1,176 0,000

Factor de actualización p 1,7664 0,0000



Página 25

4. Compensación por Generación con Recursos Energéticos Renovables

Con fecha 02 de mayo de 2008, se publicó en el diario oficial El Peruano el Decreto Legislativo Nº 1002 (en adelante “DL 1002”) que tiene por finalidad promover el aprovechamiento de los Recursos Energéticos Renovables (“RER”) para mejorar la calidad de vida de la población y proteger el medio ambiente, mediante la promoción de la inversión en la producción de electricidad.

Asimismo, mediante el Decreto Supremo Nº 050-2008-EM, publicado el 02 de octubre de 2008, se aprobó el Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables (en adelante “Reglamento RER”), que tiene por objeto establecer las disposiciones reglamentarias necesarias para la adecuada aplicación del DL 1002 a fin de promover el desarrollo de actividades de producción de energía eléctrica en base al aprovechamiento de RER.

Al respecto, el Artículo 5° del DL 1002 y el 19º del Reglamento RER señalan que al Generador RER Adjudicatario de un proceso de licitación, se le remunera su energía eléctrica vía dos conceptos: i) la valorización de sus inyecciones netas de energía a Costo Marginal de Corto Plazo, y ii) un monto por concepto de Prima, determinado como la diferencia entre la valorización de sus inyecciones netas de energía a la correspondiente Tarifa de Adjudicación de la licitación y la valorización referida en i).

Complementariamente, el Artículo 7° del DL 1002 y el Artículo 21° del Reglamento RER disponen que Osinergmin establecerá anualmente un Cargo por Prima que pagarán los Usuarios a través del Peaje por Conexión, el cual será calculado sobre la base de la Prima a que se refiere el Artículo 19° del Reglamento RER.



Página 26

Sobre el particular, mediante Resolución N° 001-2010-OS/CD se aprobó la norma “Procedimiento de Cálculo de la Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables” que detalla el procedimiento a seguir para la determinación de la Prima.

Con fechas 12 de febrero y 23 de julio de 2010 se llevaron a cabo la primera y segunda convocatorias de la Primera Subasta de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables. Asimismo, el 23 de agosto de 2011 y el 12 de diciembre de 2013 se efectuaron la Segunda y Tercera Subasta de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables, respectivamente.

El “Procedimiento de Cálculo de la Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables” fue aplicado como parte del Proceso de Fijación de Precios en Barra para el periodo mayo 2015 – abril 2016, y como resultado se determinaron los siguientes cargos consignados en la Resolución N° 067-2015-OS/CD:

Cuadro N° 10

Central Cargo por Prima

S/./kW-mes

Central Cogeneración Paramonga 0,101




C.H. Roncador 0,048

C.H. La Joya 0,109








C.S. Repartición Solar 20T 0,343

C.S. Majes Solar 20T 0,344

C.S. Tacna Solar 20T 0,406

C.S. Panamericana Solar 20T 0,433



C.E. Marcona 0,305

C.E. Talara 0,612




C.S. Moquegua FV 0,250


Total 5,817

Asimismo, la Resolución N° 067-2015-OS/CD dispone que se deberá determinar, de conformidad con el “Procedimiento de Cálculo de la Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables”, el valor del factor de actualización “p” aplicable a los Cargos por Prima. En este sentido, en la



Página 27

presente sección se presenta el sustento de los valores que serán aplicables a partir del 04 de noviembre de 2015.

4.1. Procedimiento de Pago del Suministro con Generación RER

De conformidad con el DL 1002, el Reglamento RER y los contratos adjudicados como resultado de las Subastas de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables, el régimen de remuneración aplicable a la Generación RER es el siguiente:

1. El Generador RER se compromete a entregar al sistema al menos su Energía Adjudicada (definición 1.4.13 del contrato10).

2. Al Generador RER se le asegura un Ingreso Garantizado igual al producto de su Tarifa de Adjudicación por su Energía Adjudicada. Cuando las inyecciones netas de energía en un Periodo Tarifario sean menores a la Energía Adjudicada, la Tarifa de Adjudicación será reducida aplicando el Factor de Corrección (definiciones 1.4.15, 1.4.18 y 1.4.36, y numeral 6.2.5 del contrato11).

3. Las inyecciones netas de energía hasta el límite de la Energía Adjudicada, serán remuneradas a la Tarifa de Adjudicación; en tanto las inyecciones netas de energía en exceso a la Energía Adjudicada se remuneran al correspondiente Costo Marginal (numerales 6.2.3 y 6.2.4 del contrato). Al respecto, el Artículo 19° del Reglamento RER define que las inyecciones netas de energía son iguales a la diferencia entre la generación menos los retiros de energía por compromisos contractuales que tenga el Generador RER con terceros.

4. Se establecerá una Prima sólo en el caso que lo recaudado por ventas de energía (hasta por la Energía Adjudicada) y por potencia en el mercado de corto plazo sea menor que el Ingreso Garantizado (definición 1.4.13 y numerales 6.2.1 y 6.2.7 del contrato12).

10 Energía Adjudicada: Cantidad anual de energía activa expresada en MWh y estipulada en el Contrato

que la Sociedad Concesionaria se obliga a suministrar al SEIN a la Tarifa de Adjudicación respectiva. 11

Factor de Corrección: Es la proporción entre las inyecciones netas de energía más la energía dejada de inyectar por causas ajenas al Generador RER respecto de la Energía Adjudicada. Se aplica cuando su valor es menor a uno (1.0). La energía dejada de inyectar por causas ajenas al Generador RER será determinada según el correspondiente Procedimiento del COES.

Ingreso Garantizado: ingreso anual que percibirá la Sociedad Concesionaria por las inyecciones netas de energía hasta el límite de la Energía Adjudicada remuneradas a la Tarifa de Adjudicación. Se aplicará únicamente durante el Plazo de Vigencia de la Tarifa de Adjudicación correspondiente.

Tarifa de Adjudicación: Es la oferta de precio monómico del Adjudicatario. Esta tarifa se le garantiza a cada Adjudicatario por las inyecciones netas de energía hasta el límite de su Energía Adjudicada. Cada Tarifa de Adjudicación tiene carácter de firme y es aplicada durante el Plazo de Vigencia correspondiente, aplicando la fórmula de actualización establecida en las Bases a partir de la puesta en operación comercial.

12 Prima: Monto que se requiere para que la Sociedad Concesionaria reciba el Ingreso Garantizado, una

vez descontados los ingresos netos recibidos por transferencias en el COES. Se aplicará únicamente durante el Plazo de Vigencia de la Tarifa de Adjudicación correspondiente.



Página 28

5. Para efectos de la primera determinación de la Prima, la Energía Adjudicada será igual a la alícuota del periodo comprendido desde el inicio del Plazo de Vigencia hasta el fin del respectivo Periodo Tarifario (el cual comprende desde el 01 de mayo hasta el 30 de abril).

6. La Tarifa de Adjudicación se actualizará con frecuencia anual que coincidirá con el final del Periodo Tarifario, de acuerdo con la fórmula contenida en el Anexo 4 del contrato.

Todo lo anterior se muestra gráficamente en las siguientes figuras para mejor entendimiento.

Figura N° 1

Nótese que el cumplimiento de la entrega de la Energía Adjudicada (área anaranjada de la Figura N° 1) se efectúa acumulando la energía desde el 01 de mayo hasta como máximo el 30 de abril del correspondiente Año Tarifario; en caso se verifique el cumplimiento antes de finalizado el Año Tarifario, la valorización de la inyecciones netas de energía que se produzcan de ahí en adelante no se toman en cuenta para efectos de la determinación de la Prima.

La primera determinación de la Prima se efectuará considerando la proporción de Energía Adjudicada correspondiente a la alícuota del periodo comprendido desde el inicio del Plazo de Vigencia hasta el fin del respectivo Periodo Tarifario.

Periodo Tarifario (Mayo – Abril)

MW

Energ í a Adjudicada

(a Tarifa de Adjudicaci ó n)

Energ í a contratada con terceros

Inyecci ó n Neta Inyecci ó n Neta

Energ í a Adicional

(a CMg)



Página 29

Figura N° 2

US$/MWh

Ingreso

Garanti-

zado

Tarifa

Adjudicada

Energía

Adjudicada

Energía

Adjudicada

Costo

Marginal

(incluye

Pago de

Potencia)

Prima(Pago

Usuario)

Pago

en

COES

Ca

rgo

Po

r P

rim

a

Es decir, los ingresos totales de un generador RER que opere en el SEIN resultan de la suma de i) Ingreso Garantizado en caso de ser adjudicatario de una Subasta, ii) Ventas de electricidad a terceros (otros generadores, Usuarios Libres o Usuarios Regulados) vía contratos bilaterales y iii) Ventas de energía excedente no contratada ni en subastas ni con terceros en el Mercado de Corto Plazo.

Lo anterior es consistente con el hecho que un Generador RER, de acuerdo con el DL 1002, puede operar en el SEIN sin la necesidad de haber participado de un proceso de Subasta de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables. En cuyo caso la Figura N° 1, quedaría modificada de la siguiente manera, pues no tendría obligación por Energía Adjudicada y por tanto tampoco tendría derecho a Prima alguna.

Figura N° 3

Año Tarifario (Mayo – Abril)

MW

Energía contratada con terceros

Inyección Neta

Energía Adicional

(a CMg)

4.2. Modificaciones a la propuesta del COES

El COES, de conformidad con la norma “Procedimiento de Cálculo de la Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables”, presentó



Página 30

su Informe Técnico COES/D/DO/STR-INF-090-2015 “Estimación de la Prima para la Generación de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables octubre 2015 - abril 2016”, mediante Carta COES/D/DO-416-2015.

Al respecto, luego de revisados los cálculos se modificó la propuesta de estimación de la Prima de modo que sea acorde con lo descrito en el apartado 4.1 previo, en los siguientes aspectos:

1. Se incorpora el descuento de la recaudación esperada para el mes de octubre de 2015 por aplicación de los cargos por prima vigentes en dicho mes.

2. Se considera el tipo de cambio al 30 de setiembre de 2015, igual a 3,223 S/./USD.

3. Se considera como ingreso del Mercado de Corto Plazo, a los ingresos de energía y potencia informados por el COES hasta el mes de setiembre 2015, de acuerdo con lo establecido Artículo 19° del Reglamento RER.

4. No se consideraron los Saldos de Transferencias13, incluidos por el COES dentro de los ingresos de energía del Mercado de Corto Plazo, debido a que estos no forman parte del ingreso de energía que establece el numeral 19.2 del Artículo 19° del Reglamento RER14.

5. Como consecuencia de todo lo anterior se recalcularon las Primas y Cargos por Prima propuestos por el COES.

4.3. Revisión del Cargo por Prima Para la revisión de los Cargos por Prima de las centrales de generación RER, para el año tarifario mayo 2015 – abril 2016, se han seguido los pasos establecidos en el procedimiento, a saber:

a) Estimación del Saldo Mensual a Compensar para cada uno de los meses del Periodo Tarifario mayo 2015 – abril 2016 cuyas transferencias en el COES aún no han sido efectuadas.

13 El COES define el Saldo de Transferencia para cada generador RER, como los pagos por prorrateo de

saldo resultante, prorrateo de saldo sistema secundario, compensaciones por mínima carga / arranque-parada, compensaciones por regulación de frecuencia y pruebas aleatorias.

14 19.2 Los ingresos anuales por energía de los Generadores Adjudicatarios conectados al SEIN están

constituidos por la suma de los siguientes conceptos:

a) Valorización a Costo Marginal de Corto Plazo de sus Inyecciones Netas de Energía; y

b) Un monto anual por concepto de Prima, determinado como la diferencia entre:

i) La valorización a Tarifa de Adjudicación de sus Inyecciones Netas de Energía, hasta el límite de la Energía Adjudicada; y

ii) La valorización a Costo Marginal de Corto Plazo de sus Inyecciones Netas de Energía, hasta el límite de la Energía Adjudicada, más los Ingresos por Potencia determinados conforme al Artículo 20°.

Este monto anual por concepto de Prima será pagado en cuotas mensuales durante el año siguiente considerando la tasa de interés mensual correspondiente a la tasa de actualización que se refiere el Artículo 79° de la LCE



Página 31

b) Información de la liquidación de los meses del Periodo Tarifario mayo 2015 – abril 2016 cuyas transferencias en el COES han sido efectuadas.

c) Liquidación correspondiente a los Periodos Tarifarios previos.

d) Determinación de la Prima de cada central como la suma actualizada con una tasa anual de 12% de los valores determinados en los literales a), b) y c) precedentes de acuerdo con el Artículo 4° “Procedimiento de Cálculo de la Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables”.

e) Determinación del Cargo por Prima de cada central como el cociente de la Prima entre la demanda utilizada para determinar el Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión anual. En caso este cargo resulte negativo se hace igual a cero.

f) El cargo mensual se determina tomando en cuenta los meses de aplicación del cargo.

En este sentido como resultado de esta modificación, se tienen los montos de liquidaciones y de saldo pendiente estimado que se presenta en el cuadro siguiente.

Cuadro N° 11

Central

Liquidación a abril 2014

USD

Liquidación de mayo 2014 – abril 2015

USD

SPE* (mayo 2015 - abril 2016)

USD

Central Cogeneración Paramonga -313 086 566 933 1 776 779

C.H. Santa Cruz II 103 150 26 671 754 321

C.H. Santa Cruz I 99 436 20 876 721 109

C.H. Poechos 2 -802 160 916 108 1 275 406

C.H. Roncador -376 402 414 444 530 626

C.H. La Joya 182 958 -73 706 1 450 187

C.H. Carhuaquero IV 198 379 107 150 2 218 679

C.H. Caña Brava 135 956 43 776 604 803

C.T. Huaycoloro 112 471 37 819 1 363 240

C.H. Purmacana -236 395 125 776 164 506

C.H. Huasahuasi I 153 328 62 875 1 027 808

C.H. Huasahuasi II 146 364 86 358 988 948

C.H. Nuevo Imperial 12 110 70 018 548 091

Repartición Solar 20T 488 159 -59 474 3 812 091

Majes Solar 20T 492 825 -72 858 3 822 870

Tacna Solar 20T 494 924 -783 689 5 193 938

Panamericana Solar 20T 424 967 -528 843 5 194 208

C.H. Yanapampa -18 451 8 046 564 253

C.H. Las Pizarras -100 994 387 657 2 195 383

C.E. Marcona 22 255 -94 782 3 715 253

C.E. Talara 5 797 269 1 842 334

C.E. Cupisnique 13 915 700 4 952 619

C.H. Runatullo III 2 099 378 1 824 810

C.H. Runatullo II 1 154 638 1 278 157

CSF Moquegua FV 1 490 461 1 668 132

C.H. Canchayllo 211 731 235 304

Nota: El SPE incluye las proyecciones para el periodo octubre 2015 – abril 2016, y las transferencias ya realizadas para el periodo mayo – setiembre 2015



Página 32

Como resultado el Cargo por Prima para los meses restantes del Periodo Tarifario mayo 2015 – abril 2016 resulta ser:

Cuadro N° 12


S/./kW-mes15

Central Cogeneración Paramonga 0,201




C.H. Roncador 0,056

C.H. La Joya 0,154














C.E. Marcona 0,360

C.E. Talara 0,754






Total 7,599

4.4. Determinación de los Factores de Ajuste de los Cargos por Prima

Finalmente, dividiendo los cargos unitarios determinados entre los del Cuadro N° 10, se obtienen los factores de actualización “p” a que se refiere la Resolución N° 067-2015-OS/CD.

15 Los Cargos por Prima que resultan iguales a cero, se deben a que los montos recaudados a la fecha,

más los proyectados, están cubriendo el ingreso garantizado por la energía suministrada de las centrales de generación RER.



Página 33

Cuadro N° 13


Cargo por Prima

Factor de

Res 067-2015-OS/CD Reajustado Actualización

“p”


0,101 0,201 1,9901

C.H. Santa Cruz II 0,057 0,087 1,5263

C.H. Santa Cruz I 0,051 0,083 1,6275

C.H. Poechos 2 0,085 0,137 1,6118

C.H. Roncador 0,048 0,056 1,1667

C.H. La Joya 0,109 0,154 1,4128

C.H. Carhuaquero IV 0,151 0,249 1,6490

C.H. Caña Brava 0,034 0,077 2,2647

C.T. Huaycoloro 0,115 0,149 1,2957

C.H. Purmacana 0,004 0,006 1,5000

C.H. Huasahuasi I 0,078 0,124 1,5897

C.H. Huasahuasi II 0,076 0,122 1,6053

C.H. Nuevo Imperial 0,040 0,062 1,5500

Repartición Solar 20T 0,343 0,419 1,2216

Majes Solar 20T 0,344 0,419 1,2180

Tacna Solar 20T 0,406 0,484 1,1921

Panamericana Solar 20T 0,433 0,503 1,1617

C.H. Yanapampa 0,043 0,061 1,4186

C.H. Las Pizarras 0,170 0,245 1,4412

C.E. Marcona 0,305 0,360 1,1803

C.E. Talara 0,612 0,754 1,2320

C.E. Cupisnique 1,489 1,863 1,2512

C.H. Runatullo III 0,269 0,388 1,4424

C.H. Runatullo II 0,161 0,240 1,4907

CSF Moquegua FV 0,250 0,312 1,2480

C.H. Canchayllo 0,043 0,044 1,0233



Página 34

5. Compensación por Seguridad de Suministro para Plantas de Reserva Fría

En el Artículo 6° del Decreto Legislativo N° 1041 (en adelante “DL-1041”), se establece que Osinergmin regulará el pago de una compensación adicional para los generadores eléctricos que operen con gas natural y que tengan equipos o instalaciones que permitan la operación alternativa de su central con otro combustible, denominándose a esto “Compensación por Seguridad de Suministro”.

Posteriormente el Ministerio de Energía y Minas introdujo disposiciones reglamentarias mediante el Decreto Supremo N° 001-2010-EM (en adelante “DS-001-2010”), en cuyo Artículo 1° establece que las centrales eléctricas que presten servicio de Reserva Fría y cuya concesión resulte de procesos conducidos por PROINVERSION, serán remuneradas por la Compensación Adicional por Seguridad de Suministro. En el marco de esta disposición reglamentaria se han adjudicado en el año 2012, contratos de concesión por Reserva Fría en las localidades de Eten, Talara, Ilo, Pucallpa y Puerto Maldonado.

Sobre el particular, mediante Resolución N° 152-2012-OS/CD se modificó la norma “Procedimiento de Compensación Adicional por Seguridad de Suministro”, que fue aprobada mediante Resolución N° 651-2008-OS/CD, con la finalidad de precisar en ésta la forma como se determinará, actualizará y recaudará el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (en adelante “CUCSS”) que, de manera diferenciada, remunerará aquellas centrales adjudicadas por PROINVERSION bajo la modalidad de Reserva Fría, sin que ello afecte la remuneración ya establecida para las restantes unidades duales.

Dentro del Proceso de Fijación de Precios en Barra para el periodo mayo 2015 – abril 2016, se determinaron los cargos CUCSS de las plantas de



Página 35

Reserva Fría que ingresarán en operación dentro del periodo de fijación, conforme se consignaron en la Resolución N° 067-2015-OS/CD:

Cuadro N° 14

(S/. /kW-mes)

Planta Talara Planta Ilo Planta Puerto Eten

Planta Puerto

Maldonado

Planta Pucallpa

0,814 1,838 0,840 0,116 0,202

Asimismo, la Resolución N° 067-2015-OS/CD dispone que estos cargos se aplicarán conforme estas plantas de Reserva Fría ingresen en operación comercial16, y que las actualizaciones del cargo se realizarán en los periodos y formas establecidos en los respectivos contratos de Reserva Fría, en los cuales se señala que los precios de potencia ofertados serán ajustados a partir del cuarto día del primer mes de los siguientes trimestres febrero-abril, mayo-junio, agosto-octubre y noviembre-enero. En este sentido, en la presente sección se presenta el sustento de los valores que serán aplicables a partir del 04 de noviembre de 2015.

5.1. Procedimiento de actualización de precio de potencia ofertado

De conformidad con los contratos de Reserva Fría de las Plantas Ilo y Talara, los precios ofertados tienen la siguiente fórmula de actualización:

Precio Ajustado = Oferta * Factor * TC

Factor = a * IPP/IPPo + b * IPM/IPMo * TCo/TC

Donde:

IPM = Índice de Precios al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

IPMo = IPM a la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC), para el primer reajuste.

IPP = Índice de Precios “Finished Goods Less Food and Energy”, Serie WPSSOP3500 publicado por el Bureau of labor Statistic del US Department of Labor de los Estados Unidos. Se tomará en cuenta y como valor definitivo el valor publicado al último día del mes anterior aun cuando sea preliminar.

IPPo = IPP a la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC), para el primer reajuste.

16 En el caso de las centrales de Reserva Fría de Planta Puerto Maldonado y Planta Pucallpa, éstas tienen

previsto ingresar en operación comercial en el mes de octubre y noviembre de 2015, respectivamente, por lo cual los cargos asignados a estas centrales todavía no se están aplicando a la fecha.



Página 36

TC = Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América, determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros y AFPs del Perú, correspondiente al tipo de cambio promedio ponderado venta o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

TCo = TC a la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC), para el primer reajuste.

Asimismo, en los mismos contratos se establece que la fórmula de actualización se aplicará con una periodicidad trimestral y cuando el Factor varíe en más de 5% respecto de la última actualización.

En este sentido, tomando los parámetros base a las fechas de Puesta en Operación Comercial de estas centrales de Reserva Fría, así como los parámetros vigentes a setiembre de 2015, se tiene que no corresponde actualizar los Precios de oferta de estas centrales, en el trimestre de noviembre 2015 – enero 2016, al no variar en 5% conforme se presenta en el cuadro siguiente:

Cuadro N° 15

POC a b IPM IPP TC

Planta Ilo (Base) 21/06/2013 0,78 0,22 206,831945 185,0 2,785

Planta Talara (Base) 13/07/2013 0,78 0,22 208,522389 185,1 2,771

Planta Puerto Eten (Base) 02/07/2015 0,78 0,22 217,414865 192,8 3,175

A setiembre 2015

218,340386 193,2 3,223

Factor Variación

Planta Ilo 1,0153 + 1,53%

Planta Talara 1,0122 + 1,22%

Planta Puerto Eten 0,9993 - 0,07%

5.2. Procedimiento de liquidación Conforme al Artículo 7° de la norma “Compensación Adicional por Seguridad de Suministro”, corresponde realizar una liquidación de cargo CUCSS con la finalidad de garantizar que efectivamente lo recaudado corresponda con lo contratado.

Al respecto, el COES presentó su Informe Técnico COES/D/DO/STR-INF-091-2015 “Compensaciones por Demora en el Arranque, Horas de Mantenimiento Programado Ejecutadas y Compensaciones por Energía no Suministrada Asociadas a las Centrales de Reserva Fría de Generación, periodo julio 2015 – setiembre 2015”, donde reporta lo siguiente:



Página 37

1. Las compensaciones por demora en el arranque y por energía no suministrada de las centrales de Reserva Fría, para los meses de enero a setiembre 2015.

2. Los montos de recaudación por el Cargo Adicional de Seguridad de Suministro, que fueron transferidos a las centrales de Reserva Fría, para los meses de enero a setiembre 2015.

Como resultado de esta revisión, más la proyección de recaudación al mes de octubre 2015, se obtuvieron los saldos a liquidación de las plantas de Talara, Ilo y Puerto Eten, los cuales serán incluidos en el cargo CUCSS de estas plantas para los seis (6) meses restantes del período tarifario, conforme a los siguientes cuadros:

Cuadro N° 16 - Planta Talara

Potencia Efectiva Contratada MW 187,34

Precio por Potencia USD/MW-mes 7 815

Estimado noviembre 2015 - abril 2016 S/. 28 312 572

Saldo a octubre 2015 S/. 1 273 297



CUCSS por RF de Talara S/./kW-mes 0,877

Tipo de cambio a 30/09/2015 de 3,223 S/./USD

Cuadro N° 17 - Planta Ilo

Potencia Efectiva Contratada MW 460






CUCSS por RF de Ilo S/./kW-mes 1,988


Cuadro N° 18 - Planta Puerto Eten

Potencia Efectiva Contratada MW 217,55






CUCSS por RF de Puerto Eten S/./kW-mes 1,174




Página 38

Finalmente, dividiendo los cargos unitarios determinados en los Cuadros N° 16, 17 y 18 entre los del Cuadro N° 14, se obtienen los factores de actualización “p” a que se refiere la Resolución N° 067-2015-OS/CD.

Cuadro N° 19

Concepto

CUCSS por RF de Talara

CUCSS por RF de Ilo

CUCSS por RF de Puerto

Eten

Resolución 067-2015-OS/CD (S/./kW-mes)

0,814 1,838 0,840

Reajustado (S/./kW-mes) 0,877 1,988 1,174

Factor de actualización p 1,0774 1,0816 1,3976



Página 39

6. Compensación por FISE

Mediante Ley N° 29852, publicada el 13 de abril de 2012, se crea, entre otros, el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) como un sistema de compensación energética, que permite brindar seguridad al sistema, así como un esquema de compensación social y de servicio universal para los sectores más vulnerables de la población. Asimismo, mediante Decreto Supremo N° 221-2012-EM, publicado el 9 de junio de 2012, se aprobó el Reglamento de la referida ley.

Posteriormente mediante Ley N° 29969, publicada el 22 de diciembre de 2012, se modificó el numeral 4.3 del Artículo 4° de la Ley N° 29852; en dicha modificatoria se dispone que el recargo pagado por los generadores eléctricos sea compensado mediante un cargo a ser incluido en el peaje del Sistema Principal de Transmisión Eléctrica, administrado y regulado por OSINERGMIN (en adelante “Cargo Unitario por Compensación FISE”).

El monto de compensación reconoce el recargo pagado por los generadores, el cual es equivalente a USD 0,055 por MPC (Miles de Pies Cúbicos) en la facturación mensual de los cargos tarifarios de los usuarios del servicio de transporte de gas natural por ductos, definidos como tales en el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos.

Mediante Resolución N° 067-2015-OS/CD se aprobó el cargo de Compensación por FISE, para el periodo del 01 de mayo de 2015 hasta el 30 de abril de 2016.

Cuadro N° 20

(S/. /kW-mes)

Cargo Unitario por FISE

0,420

Asimismo, la Resolución N° 151-2013-OS/CD dispone que se deberá determinar, de conformidad con el “Procedimiento de cálculo y liquidación de



Página 40

la compensación a generadores eléctricos por aplicación del recargo FISE en el servicio de transporte de gas natural por ductos” (en adelante “Procedimiento FISE”), el valor del factor de actualización “FA” aplicable al Peaje Unitario Anual por Compensación FISE. En este sentido, en la presente sección se presenta el sustento de los valores que serán aplicables a partir del 04 de noviembre de 2015.

6.1. Determinación del Factor de Ajuste del Peaje Unitario Anual por compensación FISE

Conforme a lo establecido en el numeral 7.1 del Artículo 7° del Procedimiento FISE, el Peaje Unitario Anual por Compensación FISE será reajustado trimestralmente en caso el Factor de Recaudación varíe en 5% o más respecto de la unidad (1,0000), caso contrario el peaje a aplicarse seguirá siendo el vigente.

Al respecto, de acuerdo con el Informe Técnico N° 638-2015-GART, elaborado por la División de Gas Natural, se determinó que el Factor de Recaudación es de 6,82%, el cual supera el umbral de +/- 5% y por lo tanto corresponde reajustar el Peaje Unitario Anual por Compensación FISE.

El Cargo Unitario por Compensación FISE, se determina como el cociente del Monto Estimado a Compensar, entre el valor de la máxima demanda del sistema, conforme a la siguiente expresión:

1000**max nD

MCCFISE

Donde:

CFISE : Cargo Unitario por Compensación FISE en S/./kW-mes.

MC : Monto Estimado a Compensar17, expresado en S/.

Dmax : Máxima demanda de ventas del año, expresada en MW.

n : Período de recuperación.

Además, en el Informe Técnico N° 638-2015-GART se determinó el Monto Reajustado total a Compensar18, por la aplicación del Cargo Unitario por Compensación FISE para el período mayo 2015 – setiembre 2015, por un valor de USD 347 379.

17 El Monto Estimado a Compensar incluye los saldos generados en cada liquidación.

18 Diferencia entre el monto a compensar y el monto recaudado por compensación



Página 41

Por otro lado, la máxima demanda de ventas, a emplear en el cálculo del Peaje Unitario por Compensación FISE para el periodo noviembre 2015 – abril 2016 es 5 621,77 MW.

Por tanto, el Peaje Unitario por Compensación FISE reajustado aplicable al período noviembre 2015 – abril 2016 es de 0,439 S/./kW-mes; por lo que el Factor de Ajuste (FA) resulta ser 1,0452.

El factor FA será aplicado al valor del peaje aprobado mediante Resolución N° 067-2015-OS/CD a partir del 04 de noviembre de 2015.



Página 42

7. Compensación por CASE

El Artículo 2° la Ley N° 29970, Ley que Afianza la Seguridad Energética y promueve el desarrollo del Polo Petroquímico en el Sur del País, señala que las empresas encargadas de implementar los proyectos de suministro de gas natural y líquidos de gas natural para el afianzamiento de la seguridad energética, pueden ser beneficiarias del Mecanismo de Ingresos Garantizados.

Por otro lado, mediante Resolución Suprema N° 054-2014-EM, se otorgó a la Sociedad Concesionaria Gasoducto Sur Peruano S.A. la Concesión del Proyecto “Mejoras a la Seguridad Energética del País y Desarrollo del Gasoducto Sur Peruano” y se aprobó el respectivo Contrato de Concesión del Sistema de Transporte correspondiente al Tramo A y Tramo B, los cuales comprenden el STG, STL y GSP.

Respecto al Adelanto de Ingresos Garantizados, la cláusula 14.6 del referido Contrato de Concesión señala que los conceptos que son materia de recaudación de los Adelantos de Ingresos Garantizados son el CASE, SISE y las Tarifas Reguladas de Gas, los cuales serán recaudados, atendiendo a los lineamientos contemplados en la citada cláusula y conforme al procedimiento que Osinergmin apruebe para dicho efecto.

Asimismo, en el literal iii del numeral 2.2 de la Ley N° 29970, se establece, entre otros, que los Ingresos Garantizados Anuales son cubiertos mediante los ingresos provenientes del cargo adicional al peaje del Sistema Principal de Transmisión, denominado “Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética” (CASE).

En vista que en el presente año corresponde iniciar la recaudación del monto correspondiente al Adelanto de Ingresos Garantizados que permitirá pre-pagar el costo de servicio y atenuar el incremento tarifario producto de las nuevas inversiones.



Página 43

Mediante Resolución N° 067-2015-OS/CD se aprobó el cargo de Compensación por CASEge, para el periodo del 01 de mayo de 2015 hasta el 30 de abril de 2016.

Cuadro N° 21

(S/. /kW-mes)

Cargo Unitario por CASEge

0,316

Asimismo, la Resolución N° 043-2015-OS/CD dispone que se deberá determinar, de conformidad con el “Procedimiento de Cálculo de las Tarifas y Cargos Tarifarios del Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos – Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano” (en adelante “Procedimiento CASE”), el valor del factor de actualización “FA” aplicable al Peaje Unitario Anual por Compensación CASEge. En este sentido, en la presente sección se presenta el sustento de los valores que serán aplicables a partir del 04 de noviembre de 2015.

7.1. Determinación del Factor de Ajuste del Peaje Unitario Anual por compensación CASEge

Conforme a lo establecido en el Procedimiento CASE, el Peaje Unitario Anual por Compensación CASEge será reajustado trimestralmente en caso el Factor de Recaudación varíe en 5% o más respecto de la unidad (1,0000), caso contrario el peaje a aplicarse seguirá siendo el vigente.

Al respecto, de acuerdo con el Informe Técnico N° 640-2015-GART, elaborado por la División de Gas Natural, se determinó que el Factor de Recaudación es de 7,17%, el cual supera el umbral de +/- 5% y por lo tanto corresponde reajustar el Peaje Unitario Anual por Compensación CASEge.

El cargo CASE, se determina como el cociente del Monto a recaudar del Período en Evaluación, entre el valor de la máxima demanda del sistema, conforme a la siguiente expresión:

1000**max nD

MCCCASE

Donde:

CCASE : Cargo CASE en S/./kW-mes.

MC : Monto a recaudar del Período en Evaluación, expresado en S/.



Página 44

Dmax : Máxima demanda de ventas del año, expresada en MW.

n : Período de regulación de los peajes del Sistema Principal de Transmisión.

Además, en el Informe Técnico N° 640-2015-GART se determinó el Monto Reajustado total a Compensar19, por la aplicación del Cargo Unitario por Compensación CASEge para el período mayo 2015 – setiembre 2015, por un valor de USD 302 165.

Por otro lado, la máxima demanda de ventas, a emplear en el cálculo del cargo CASEge para el periodo noviembre 2015 – abril 2016, es 5 621,77 MW.

Por tanto, el Peaje Unitario por Compensación CASEge reajustado aplicable al período noviembre 2015 – abril 2016 es de 0,358 S/./kW-mes; por lo que el Factor de Ajuste (FA) resulta ser 1,1329.

El factor FA será aplicado al valor del peaje aprobado mediante Resolución N° 067-2015-OS/CD a partir del 04 de noviembre de 2015.

19 Diferencia entre el monto a compensar y el monto recaudado por compensación



Página 45

8. Compensación por CMJ

Con la finalidad de dar cumplimiento a las Sentencias emitidas por el Poder Judicial, en los procesos seguidos por la empresa Enersur S.A. (“Enersur”) y la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. (“San Gabán”) se emitieron la Resolución N° 242-2014-OS/CD y la Resolución 258-2014-OS/CD20, respectivamente.

En las citadas resoluciones se dispuso que los saldos a devolver a Enersur y San Gabán, respectivamente, deban ser considerados como un cargo adicional al Peaje del Sistema Principal de Transmisión a ser aplicado en un plazo de 12 meses, para el periodo mayo 2015 – abril 2016, junto a la fijación de los Precios en Barra.

Mediante Resolución N° 067-2015-OS/CD se aprobó el cargo de Compensación por CMJ de Enersur y San Gabán para el periodo del 01 de mayo de 2015 hasta el 30 de abril de 2016.

Cuadro N° 22

(S/. /kW-mes)

Cargo Unitario por CMJ-ens

Cargo Unitario por CMJ-sg

0,254 0,159

En este sentido, en la misma resolución se establece que se realizara la actualización trimestral por lo que se presenta el sustento de los valores que serán aplicables a partir del 04 de noviembre de 2015.

20 Resolución modificada mediante Resolución 028-2015-OS/CD.



Página 46

8.1. Determinación del Factor de Ajuste del cargo por cumplimiento del mandato judicial

De acuerdo con la información de transferencias publicadas por el COES para los meses de mayo a setiembre de 2015, de los montos recaudados por los cargos de Compensación del CMJ de Enersur y San Gabán, se tiene los siguientes

Cuadro N° 23 – CMJ de San Gabán

Monto a compensar noviembre 2015 – abril 2016 S/. 5 005 515


Factor de mensualización 0,1823

Cargo Unitario CMJ-sg S/./kW-mes 0,162

Cuadro N° 24 – CMJ de Enersur

Monto a compensar noviembre 2015 – abril 2016 S/. 7 990 246


Factor de mensualización 0,1823

Cargo Unitario CMJ-ens S/./kW-mes 0,259

Finalmente, dividiendo los cargos unitarios determinados en los Cuadros N° 23 y 24 entre los del Cuadro N° 22, se obtienen los factores de actualización “p” a que se refiere la Resolución N° 067-2015-OS/CD.

Cuadro N° 25

Concepto CMJ-ens CMJ-sg

Resolución 067-2015-OS/CD (S/./kW-mes) 0,254 0,159

Reajustado (S/./kW-mes) 0,259 0,162

Factor de actualización p 1,0197 1,0189



Página 47

9. Compensación por Cargo de Confiabilidad de Suministro

El Decreto Supremo Nº 044-2014-EM (en adelante “DS 044-2014”), publicado el 17 de diciembre de 2014, dicta disposiciones orientadas a brindar confiabilidad a la cadena de suministro de energía ante situaciones temporales de falta de capacidad de producción o de transmisión, en el contexto de la Ley N° 29970.

Para este fin, el DS 044-2014 establece un mecanismo para implementar medidas que brinden confiabilidad a la cadena de suministro de energía ante situaciones temporales de falta de capacidad de producción o de transmisión, para asegurar así el abastecimiento oportuno de energía.

Este mecanismo inicia a partir de la declaración de emergencia eléctrica o graves deficiencias del servicio eléctrico por falta de capacidad de producción y/o transporte, por un plazo determinado. Este mecanismo es implementado por el Ministerio de Energía y Minas (en adelante “MEM”) mediante Resolución Ministerial e incluye la definición de las medidas temporales a implementar y el plazo de las mismas; así como la determinación de la empresa pública que implementará estas medidas.

De acuerdo con este mecanismo de emergencia planteado en el DS 044-2014, la empresa pública designada para la ejecución de las medidas temporales establecidas, será la responsable de ejecutar los procesos de contratación correspondientes. Asimismo, estos procesos de contratación deberán ser llevados de conformidad con la legislación de la materia, y de conformidad con los procedimientos aprobados por Osinergmin

Adicionalmente, este DS 044-2014 establece la creación de un cargo por confiabilidad de la cadena de suministro, que será asumido por toda la demanda que es atendida por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Este cargo servirá para cubrir los costos totales, incluyendo los costos financieros que se incurran en la implementación de las medidas temporales que incrementen o restituyan la seguridad del suministro de electricidad. Se indica además que en la determinación de este cargo se deberán descontar



Página 48

los ingresos temporales por prestaciones de servicios resultantes y/o compensaciones que tengan lugar, de conformidad con la normatividad aplicable.

Para lo cual, mediante la Resolución N° 140-2015-OS/CD, se publicó el procedimiento “Compensación por Cargo de Confiabilidad de la Cadena de Suministro de Energía” (en adelante “Procedimiento”).

Como resultado de la aplicación del Procedimiento, mediante Resolución N° 164-2015-OS/CD se fijó el Cargo Unitario por Compensación de la Confiabilidad en la Cadena de Suministro de Energía, a ser adicionado al Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión para el período agosto 2015 – abril 2016:

Cuadro N° 26


(S/. /kW-mes)

0,310

Asimismo, la Resolución N° 164-2015-OS/CD dispone que se deberá determinar, de conformidad con el Procedimiento, el valor del factor de actualización “p” trimestral aplicable a este cargo. En este sentido, en la presente sección se presenta el sustento del valor que será aplicable a partir del 04 de noviembre de 2015.

9.1. Costos a Compensar De acuerdo con el Artículo 6° del Procedimiento, los Costos Totales Incurridos serán los informados por las empresas estatales mediante informes mensuales que detallen todos los gastos realizados por la implementación de las medidas de emergencia, incluyendo los costos financieros.

9.1.1. Costos de Electro Ucayali S.A.

Electro Ucayali S.A., en el marco de la Resolución Ministerial N° 117-2015-MEM/DM que declaró en situación de grave deficiencia eléctrica al Sistema de Pucallpa, por falta de capacidad de generación y de transporte de la LT 138 kV Aguaytía - Pucallpa (L-1125), para efectos de lo dispuesto en el Decreto Supremo N° 044-2014-EM, ha presentado los siguientes informes, que incluyen los costos incurridos:

Carta ELECTROUCAYALI/G-709-2015/EU, en la cual remite copia del contrato G-040-2015-EU suscrito con la empresa Ferrenergy S.A.C. por el “Servicio de Capacidad Adicional de Generación de 08 MW para el Sistema Eléctrico Pucallpa”.

Carta N° G-1095-2015, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos e ingresos para los días del 16 al 31 de mayo 2015, así como la copia del contrato G-042-2015-EU suscrito con la empresa Petroperú S.A.



Página 49

Carta N° G-1273-2015, G-1485-2015 y G-1682-2015, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos e ingresos para los días los meses de junio, julio y agosto 2015, respectivamente. Estos gastos reportados han sido revisado por la Gerencia de Fiscalización Electrica, mediante los Informes UGSEIN 229-2015, UGSEIN 285-2015 y UGSEIN 305-2015, respectivamente.

9.1.2. Costos de Electro Sur Este S.A.A.

Electro Sur Este S.A.A., en el marco de la Resolución Ministerial N° 114-2015-MEM/DM, su ampliación con la Resolución Ministerial N° 386-2015-MEM/DM, que declaró situación de grave deficiencia en la zona Puerto Maldonado por falta de capacidad de transporte en la línea L-1015 Mazuco – Puerto Maldonado hasta ingreso de la Reserva Fría, por lo que ordena que Electro Sur Este S.A.A., en amparo del Artículo 3° del Decreto Supremo N° 044-2014-EM, se encargue de efectuar las contrataciones y adquisiciones de generación del orden 12 MW para la ciudad de Puerto Maldonado, ha presentado los siguientes informes, que incluyen los costos incurridos:

Oficio N° G-966-2015, en la cual remite los gastos incurridos por el cumplimiento de la Resolución Ministerial N° 114-2015-MEM/DM.

Oficios N° G-1067-2015 y G-1178-2015 en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el cumplimiento de la Resolución Ministerial N° 386-2015-MEM/DM los meses de agosto y setiembre 2015, respectivamente.

Estos gastos informados se encuentran en revisión por la Gerencia de Fiscalización Electrica, por lo cual de acuerdo con el Procedimiento, se consideran preliminarmente para la presente actualización del cargo.

9.1.3. Costos de Electro Oriente S.A.

Electro Oriente S.A. mediante carta G-1212-2015 ha enviado copia de los siguientes contratos por cubrir los déficit de generación de sus sistemas de Iquitos y San Martin:

Contrato N° G-128-2015 suscrito con los “Consorcios SKR y PS”, para dar cumplimiento a la Resolución Ministerial N° 222-2015-MEM/DM que declara situación de grave deficiencia en el Sistema Eléctrico de Iquitos por falta de capacidad de generación, por lo que ordena que Electro Oriente S.A., en amparo del Artículo 3° del Decreto Supremo N° 044-2014-EM, se encargue de efectuar las contrataciones y adquisiciones de generación del orden 12 MW.

Contrato N° G-146-2015 suscrito con la empresa AGGREKO INTERNATIONAL PROJECTS LTD SUCURSAL PERUANA para dar cumplimiento a la Resolución Ministerial N° 368-2015-MEM/DM que declara situación de grave deficiencia en el Sistema Eléctrico de San Martin por falta de capacidad de generación y de transporte de la LT 138 kV Tingo Maria – Aucayacu - Tocache, por lo que ordena que Electro Oriente S.A., en amparo del Artículo 3° del Decreto Supremo N° 044-2014-EM, se encargue de efectuar las contrataciones y adquisiciones de generación del orden 12 MW.



Página 50

9.1.4. Costos Totales Incurridos

De acuerdo con el Artículo 4° del Procedimiento se han estimado los gastos de los próximos meses, en base a los costos que se sustentan en contratos suscritos con proveedores de servicios, debido a que implican obligaciones de pago.

Como consecuencia, en esta oportunidad el monto a compensar por este cargo es igual a S/. 36 353 639, para los siguientes 6 meses, de los cuales corresponde el 25,7% a Electro Ucayali S.A., el 43,1% a Electro Oriente S.A. y el 31,2 % a Electro Sur Este S.A.

9.2. Determinación de los Factores de Ajuste del Cargo Unitario

El cuadro siguiente muestra los cargos unitarios aplicables a partir del 04 de noviembre de 2015:

Cuadro N° 27

A compensar a Electro Ucayali (S/.) 9 336196

A compensar a Electro Oriente (S/.) 15 668 590

A compensar a Electro Sur Este (S/.) 11 348 853

Total a Compensar (S/.) 36 353 639

Máxima Demanda Ventas 2015 (MW) 5621,77

Periodo de Recuperación (meses) 6

Cargo Unitario CCSE (S/./kW-mes) 1,078

En consecuencia, estos cargos unitarios se dividen entre los del Cuadro N° 26 para obtener los factores de actualización “p” a que se refiere la Resolución N° 164-2015-OS/CD.

Cuadro N° 28

Cargo Unitario CCSE Res 164 (S/./kW-mes) 0,310

Cargo Unitario CCSE Ajustados (S/./kW-mes) 1,078

Factor de actualización “p” 3,4711



Página 51

10. Compensación por Cargo GGEE-DUP

Mediante Decreto Supremo Nº 035-2013-EM publicado el 28 de agosto de 2013 y modificado mediante Decreto Supremo Nº 044-2013-EM, se estableció un Mecanismo de Compensación para aquellos generadores eléctricos que se encuentren en operación comercial y que transfieran al Concesionario de Distribución de Gas Natural, ductos conectados directamente al Sistema Transporte de Gas Natural.

De acuerdo con el numeral 1.2 del Decreto Supremo N° 035-2013-EM, el Mecanismo de Compensación se regirá bajo los siguientes principios: i) el Generador Eléctrico pagará al Distribuidor de Gas Natural las tarifas que se aprueben; ii) El Generador Eléctrico solicitará a Osinergmin la compensación por el pago efectuado, por el tiempo señalado en la respectiva Resolución Ministerial; y iii) el Osinergmin ordenará el pago de la compensación a los Agentes que recaudan las tarifas y compensaciones de los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión, de las Áreas de Demanda que concentran más del treinta por ciento (30%) del consumo de energía del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

Para tal efecto, Osinergmin aprobó mediante Resolución N° 114-2015-OS/CD, la Norma “Procedimiento para Aplicación del Mecanismo de Compensación establecido en el Decreto Supremo N° 035-2013-EM” (en adelante “Procedimiento GGEE-DUP”).

Mediante Resolución N° 139-2015-OS/CD, se aprobó el Cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP para el período julio 2015 – abril 2016.

Cuadro N° 29

(ctm S/. /kWh)

Cargo Unitario por GGEE-DUP

0,1578



Página 52

Asimismo, la Resolución N° 139-2015-OS/CD dispone que se deberá determinar, de conformidad con el Procedimiento GGEE-DUP, el valor del factor de actualización “FA” aplicable al Cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP. En este sentido, en la presente sección se presenta el sustento de los valores que serán aplicables a partir del 04 de noviembre de 2015.

10.1. Determinación del Factor de Ajuste del Cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP

Conforme a lo establecido en el numeral 7.2 del Artículo 7° del Procedimiento GGEE-DUP, el Cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP será reajustado trimestralmente en caso el Factor de Recaudación varíe en 5% o más respecto de la unidad (1,0000), caso contrario el cargo a aplicarse seguirá siendo el vigente.

Al respecto, de acuerdo con el Informe Técnico N° 655-2015-GART, elaborado por la División de Gas Natural, se determinó que el Factor de Recaudación es de 16,8%, el cual supera el umbral de +/- 5% y por lo tanto corresponde reajustar el Cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP.

En ese sentido, el Cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP se determina como el cociente del Monto Estimado a Compensar entre el valor presente de las demandas mensuales de las áreas que concentren más del 30%, conforme a la siguiente expresión:

mes

mesmes

mesD

MCCUC

1 )1(

1)1( 12/1

Donde:

CUC : Cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP, expresado en ctm S/./kWh.

MC : Monto Estimado a Compensar en el período de evaluación, expresado en miles S/.

Dmes : Demanda mensual de las Áreas de Demanda que concentren más del 30%, del período comprendido entre noviembre de 2015 a abril de 2016, expresada en GWh.

: Tasa de Actualización anual, según el numeral 4.17 del Procedimiento.

: Tasa de Actualización mensual calculada con la tasa de actualización anual.

mes : índice de variación del mes.

Además, la División de Gas Natural, en su Informe Técnico N° 655-2015-GART, determinó el Monto Reajustado Total a Compensar, por aplicación del



Página 53

cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP para el período julio 2015 – setiembre 2015 en USD 1 392 797.

De otro lado, en el Informe Técnico N° 406-2015-GART, que sustenta la Resolución N° 139-2015-OS/CD, se determinó que solo el Área de Demanda 15 cumple con el requisito de concentrar más del 30%.

Por consiguiente, la demanda de energía eléctrica, a emplear en el cálculo del Cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP para el periodo noviembre 2015 – abril 2016, corresponde a aquella empleada en la resolución que fija las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión aplicables al período comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017. Dichos valores se muestran en el cuadro siguiente.

Cuadro N° 30.- Demanda Eléctrica para el Área de Demanda 15

Mes Área de Demanda 15 (MWh)

Nov-15 3 326 287,61

Dic-15 3 385 150,49

Ene-16 3 397 539,11

Feb-16 3 267 546,11

Mar-16 3 401 531,45

Abr-16 3 391 862,49

Por tanto, el Cargo por Compensación GGEE-DUP reajustado aplicable al periodo noviembre 2015 – abril 2016 es de 0,1626 ctm S/./kWh; por lo que el Factor de Ajuste (FA) resulta ser 1,0304

El factor FA será aplicado al valor del cargo aprobado mediante Resolución N° 139-2015-OS/CD a partir del 04 de noviembre de 2015.

El valor del cargo será aplicado a la demanda de todos los usuarios finales (regulados y libres en todos los niveles de tensión) en los sistemas eléctricos comprendidos en el Área de Demanda 15.



Página 54

11. Recomendaciones

Conforme a lo sustentado en el presente informe, se recomienda aprobar los siguientes factores de actualización “p”, para su aplicación a partir del 04 de noviembre de 2015.



Página 55

Cuadro N° 31

Cargo Unitario Factor “p”

Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro

RF de Talara 1,0774

RF de Ilo 1,0816

RF de Puerto Eten 1,3976

Cargo Unitario por CVOA-CMg 1,7664

Cargo Unitario por CVOA-RSC 0,0000

Cargo por Prima


1,9901




C.H. Roncador 1,1667

C.H. La Joya 1,4128














C.E. Marcona 1,1803

C.E. Talara 1,2320






Cargo Unitario por FISE 1,0452

Cargo Unitario por CASEsi 1,0000

Cargo Unitario por CASEge 1,1329


Usuarios Regulados 0,9053

Usuarios Libres que no son Grandes Usuarios

0,9000


Cargo Unitario por CMJ-ens 1,0197

Cargo Unitario por CMJ-sg 1,0189


3,4711

En el caso de lo recaudado por aplicación del Cargo Unitario por Generación Adicional, corresponde que el COES publique su distribución entre Electroperú S.A., Electronoroeste S.A., Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. y Electrocentro S.A. según las proporciones 1,2%, 1,7%, 38,7% y 58,4%, respectivamente.

Mientras que, en el caso de lo recaudado por aplicación del Cargo Unitario por Compensación de la Confiabilidad en la Cadena de Suministro de Energía, corresponde que el COES publique su distribución entre Electro



Página 56

Ucayali S.A., Electro Oriente S.A. y Electro Sur Este S.A.A. según las proporciones 25,7%, 43,1% y 31,2%.

Adicionalmente a esto corresponde aprobar el Factor de Ajuste del cargo GGEE-DUP para su aplicación a partir del 04 de noviembre de 2015.

Cargo Unitario Factor FA

Cargo Unitario por Compensación GGEE-DUP 1,0304

[sbuenalaya]

/lchb-yrs



Página 57

12. Anexo

Sólo para fines informativos, a continuación se muestra la relación de información reportada por Electroperú S.A. en fecha anterior a la publicación del Decreto Supremo N° 031-2011-EM:

Oficio G-043-2009, en el cual remite el sustento de los gastos incurridos en atención al DU-037-2008 hasta el 31 de diciembre del año 2008, relacionados con el planeamiento y la organización de la adquisición o alquiler de las unidades de emergencia

Oficio G-120-2009, en el cual remite copia del contrato suscrito con Edegel S.A.A. para la prestación del servicio de seguridad de suministro mediante la conversión de las unidades UTI 5 y 6 (94 MW) de la C.T. Santa Rosa a un sistema dual de combustible. Vigencia del 15 de junio de 2009 al 31 de diciembre de 2010.

Oficio G-142-2009, en el cual remite copia del contrato suscrito con APR Energy LLC para la prestación del servicio de seguridad de suministro mediante la disponibilidad de 60 MW conectados en la subestación Trujillo. Vigencia del 15 de junio de 2009 al 31 de diciembre de 2010.

Oficio G-185-2009, en el cual remite copia de los gastos incurridos para la suscripción del contrato con Edegel S.A.A. para la prestación del servicio de seguridad de suministro mediante la conversión de las unidades UTI 5 y 6 (94 MW) de la C.T. Santa Rosa a un sistema dual de combustible. Costos correspondientes al mes de enero de 2009.

Oficio G-240-2009, en el cual remite copia de los gastos incurridos en el mes de febrero de 2009 por asesoría para elaborar documentación técnica para la contratación de la generación adicional.

Oficio G-281-2009, en el cual remite copia del contrato suscrito con Red de Energía del Perú S.A. (REP) para la adecuación de Instalaciones en la S.E. Trujillo Norte para la habilitación de Celda de 138 kV para la Conexión de la Central Térmica de Emergencia de Trujillo al SEIN y sus respectivos anexos.



Página 58

Oficios G-344-2009, G-413-2009 y G-477-2009, en los cuales remite copia de los gastos incurridos en los meses de marzo, abril y mayo de 2009 por la puesta en marcha y operación de la capacidad de generación adicional.

Oficio G-504-2009, en el cual remite copia del contrato suscrito con PETROPERU S.A. para el suministro y transporte de combustible para la Central Térmica de Emergencia de Trujillo y copia del contrato suscrito con SGS del Perú S.A.C. para el servicio de supervisión de suministro y control del uso de combustible en la Central Térmica de Emergencia de Trujillo.

Oficios G-552-2009 y G-582-2009, en los cuales remite copia de los gastos incurridos en el mes de junio de 2009 por la puesta en marcha y operación de la capacidad de generación adicional.

Oficios G-630-2009, G-695-2009 y G-798-2009, en los cuales remite copia de los gastos incurridos en los meses de julio, agosto y setiembre de 2009 por la operación de la capacidad de generación adicional.

Oficios G-876-2009, G-971-2009 y G-054-2010, en los cuales remite copia de los gastos incurridos en los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2009 por la operación de la capacidad de generación adicional.

Oficios G-171-2010 y G-249-2010, en los cuales remite copia de los gastos incurridos en los meses de enero y febrero de 2010 por operación de la capacidad de generación adicional.

Oficios G-342-2010, G-448-2010 y G-487-2010, en los cuales remite copia de los gastos incurridos en los meses de marzo, abril y mayo de 2010 por operación de la capacidad de generación adicional.

Oficios G-566-2010, G-629-2010 y G-701-2010, en los cuales remite copia de los gastos incurridos en los meses de junio, julio y agosto de 2010 por operación de la capacidad de generación adicional.

Oficios G-763-2010, G-849-2010, G-917-2010 y G-061-2011, en los cuales remite copia de los gastos incurridos en los meses de setiembre, octubre, noviembre y diciembre de 2010 por operación de la capacidad de generación adicional.

Oficio G-054-2011, en el cual remite copia de los acuerdos que figuran en el acta de su Sesión de Directorio N° 1368 del 21 de enero de 2011 para contratar 60 MW de generación en la Subestación Trujillo Norte para el periodo enero – julio 2011 con APR Energy LLC, contratar el suministro de combustible con PETROPERU S.A. y contratar la supervisión de suministro y control de uso del combustible para la central con SGS del Perú S.A.C. Asimismo adjunta copia de las cotizaciones de los mencionados proveedores.

Oficios G-165-2011, G-258-2011, G-344-2011, G-435-2001, G-454-2011 y G-516-2011, en los cuales remite copia de los gastos incurridos en los



Página 59

meses de enero, febrero, marzo, abril y mayo de 2011 por operación de la capacidad de generación adicional.

Resoluciones N° 009-2010-OS/CD y N° 198-2010-OS/CD conforme a lo establecido en aplicación del DU-109-2009, el cual dispuso que el íntegro del saldo neto se destine a reducir el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión.

Oficio N° 343-2011-SUNAT/200000 que atiende la consulta de OSINERGMIN respecto de la expedición de comprobantes de pago por las Resoluciones N° 009-2010-OS/CD y N° 198-2010-OS/CD.

factores de ajuste de los cargos adicionales en los … · peaje del sistema secundario y...

Documents